RU2557002C1 - Способ подготовки нефти - Google Patents
Способ подготовки нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2557002C1 RU2557002C1 RU2014125050/04A RU2014125050A RU2557002C1 RU 2557002 C1 RU2557002 C1 RU 2557002C1 RU 2014125050/04 A RU2014125050/04 A RU 2014125050/04A RU 2014125050 A RU2014125050 A RU 2014125050A RU 2557002 C1 RU2557002 C1 RU 2557002C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- column
- separation
- hydrogen sulfide
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу подготовки нефти и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Изобретение касается способа подготовки нефти, включающего предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию, в котором в качестве концевого сепаратора используют колонну с насадкой и рибойлер. Технический результат - очистка нефти от сероводорода, снижение давления насыщенных паров. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относится к способам подготовки нефти, а именно способам снижения давления насыщенных паров и очистки нефти от сероводорода физическими методами, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности непосредственно на промысле в составе комплексной установки подготовки нефти при подготовке сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и других газов.
На промыслах или на головных перекачивающих станциях нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкокипящих углеводородов, с целью сокращения потерь от испарения (Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972, с. 194-196). В нефти присутствуют также серосодержащие соединения, в том числе сероводород и легкие меркаптаны, которые являются высокотоксичными и коррозионно-активными, а потому подлежат удалению в процессе подготовки нефти. Удаление основного их количества производится на стадиях сепарации и стабилизации совместно с попутными газами, однако оставшаяся часть легких серосодержащих компонентов в нефти может составлять 100÷600 ррт. В соответствии с требованиями ГОСТ остаточное содержание сероводорода (H2S) и суммы метил- и этилмеркаптанов (C1SH и C2SH) в нефти первой и второй группы не должно превышать соответственно 20 и 40 ррт и 100 ррт (ГОСТ 31378 «Нефть. Общие технические условия.» М.: Госстандарт РФ, 2009 г.).
Известна установка очистки нефти (варианты) ПМ RU №56207 с колонной отдувки газом, установленной на входе. Основное количество (до 80-95%) сероводорода в этой установке удаляется в колонне отдувки, а доочистка нефти до норм ГОСТ по сероводороду и меркаптанам производится в реакторах окисления. Недостатками данного способа являются потери химических реагентов с нефтью, необходимость регенерации реагента, строительство очистных сооружений.
Известна схема комплексной подготовки нефти, включающая узел стабилизации нефти, который (Я.Г. Соркин. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды М.: Химия, 1975), состоит из ректификационной колонны, печи нагрева, конденсатора углеводородов и блока рекуперационных теплообменников, в которых осуществляется выделение из нефти легких углеводородов С2-С5 (ШФЛУ) - это классическая схема. Процесс осуществляется при температуре t=200÷240°С, давлении Р=5÷8 атм. При этом снижается давление насыщенных паров нефти (ДНП), удаляются сероводород H2S и легкие меркаптаны. Недостатком данного способа является появление в товарной нефти вторичного сероводорода и меркаптанов в результате термического разложения более тяжелых сероорганических соединений в пристенном слое трубчатых печей, что не позволяет достигнуть нормативных требований по содержанию сероводорода и меркаптанов [2].
Известен способ стабилизации нефти ректификацией по двухколонной схеме (Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973, с. 151-153).
Известен способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти по патенту RU №2409609 «Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти», в котором нагрев и ректификация нефти осуществляется в двух последовательно работающих колоннах при абсолютном давлении 0.1-0.2 МПа, и температуре нагрева нефти до 120-160°С при подаче отпаривающего агента - перегретого водяного пара в количестве 0,3-0,7% масс., на исходную нефть на тарелках со сливными устройствами удвоенной глубины.
Этот способ имеет следующие недостатки. Во-первых, барботажные тарелки сами по себе являются генераторами пены, которую образует неподготовленная нефть при прохождении через нее пузырьков пара или другого газа. Во-вторых, на тарелках в результате расслоения постепенно скапливается вода, что приводит к снижению эффективности колонны, кроме того, подача пара может приводить к дополнительной обводненности товарной нефти.
За прототип выбран наиболее распространенный способ подготовки нефти, включающий предварительную сепарацию, обезвоживание и обессоливание и концевую сепарацию с использованием горячего сепаратора в качестве концевой ступени (РД 39-0148311-60586. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. Куйбышев, 1986, с. 8, рис. 1). Недостатками этого способа являются: невозможность довести содержание H2S в товарной нефти до нормативных требований при начальном содержании свыше 150 ppm; значительный объем газов сепарации; низкое давление газов сепарации, усложняющее их утилизацию; высокая плотность и молекулярная масса газов сепарации из-за значительного содержания бензиновых компонентов.
Предметом изобретения является способ подготовки нефти, включающий одновременно очистку нефти от сероводорода и других легких газов, таких как углекислый газ, метан, азот, и стабилизацию, а именно извлечения фракций С2-С4, которые определяют давление насыщенных паров нефти.
Решаемой технической задачей является снижение давления насыщенных паров нефти, которое в дальнейшем влияет на потери нефти при транспортировке, снижение молекулярной массы газа, выходящего из колонны, что означает увеличение количества нефти на выходе за счет снижения потерь фракций С5-С6, а также очистка нефти от сероводорода и других легких газов.
Способ по изобретению назван мягкой отпаркой, так как в качестве отпаривающего агента используется вода, оставшаяся в нефти после процесса обезвоживания и обессоливания, в отличие от аналогов, способов, где используется подача перегретого водяного пара в нижнюю часть колонны. Способ, как и прототип, включает в себя предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию. Для реализации способа вместо концевого горячего сепаратора устанавливается колонна, снабженная насадкой АВР (аппарата с вертикальными решетками), ее место в технологическом процессе представлено на фиг. 1, процесс подробно иллюстрирован на фиг. 2.
В верх колонны 1 подается обессоленная нефть с содержанием воды от 0,2 до 0,5% при температуре 35-60°С - поток I, которая, самотеком проходя через насадку АВР, спускается в низ колонны, затем поступает в рибойлер 2 с переливом - поток II, где подогревается до 90-120°С. После рибойлера нефть разделяется на два потока: поток III, который в виде паров возвращается в колонну I и поток IV - подготовленная нефть, который направляется на рекуперацию тепла, а затем в товарный резервуар. Технологический режим по изобретению предполагает подбор технологических параметров, при которых происходит постепенное накопление паров воды в колонне 1, выпаривающейся в рибойлере 2 так, что со временем в потоке II концентрация воды доходит до стабильных 1,5-3%, в потоке III - до 15-25%. Поток III содержит выпаренную воду, сероводород, легкие фракции нефти С2-С4. Возвращаясь в колонну I противотоком к нефти поднимается вверх, разогревая его и извлекая сероводород и легкие фракции, при этом вода конденсируется и остается в колонне 1, а легкие газы под давлением уходят потоком V через верх колонны. Таким образом создается технологический режим, обеспечивающий накопление паров воды до уровня, необходимого для очистки от H2S, при давлении пара порядка 1,6-3,6 атмосферы. Пары воды накапливаются внизу колонны и при выходе на технологический режим мягкой отпарки содержание паров воды в потоке III достигает 15-25%. Эксперимент показал, что эффективная очистка нефти от сероводорода и легких газов, при которой тяжелые C5-С6 остаются в нефти, может производиться в диапазоне давлений 1,6-3,6 кг/см2. Насадка АВР лучше всего подходит для реализации способа, так как на ней происходит интенсивное взаимодействие газожидкостных потоков и не образуется накоплений воды на контактных устройствах.
Выход на технологический режим процесса мягкой отпарки иллюстрируется ростом содержания паров воды W% в рециркуляционном потоке III в нижней части колонны, фиг. 3. Нижняя граница по температуре и давлению определяется достижением требуемого качества очистки, верхняя граница определяется достижением максимума, после которого содержание воды в паровом потоке действующего агента очистки начинает снижаться.
Для моделирования способа использовалась нефть средней летучести плотностью ρ=0.86 г/см3 (Urals), с содержанием воды 0,5%, допустимым в соответствии с ГОСТ по товарной нефти. Результаты моделирования установок подготовки нефти производительностью 225 тонн/час со ступенью горячей сепарации и по предлагаемому способу мягкой отпарки представлены на фиг. 4, где показано сравнение таких показателей подготовки нефти, как количество удаляемых газов сепарации и содержание сероводорода для технологических режимов горячей сепарации и мягкой отпарки. Для горячей сепарации моделирование производили в диапазоне давлений Р=1,05-1,15 кг/см2, это условия большинства работающих установок. Для мягкой отпарки моделирование производилось для условий 80-120°С и давлении Р=1,6-3,6 кг/см2. Очевидно, что для режима горячей сепарации даже при сравнительно низких температурах (50-60°С) количество отходящих газов велико - 3,5-5,5 тонн/час, газ отходит с давлениями, малопригодными для утилизации, близкими к атмосферному, а количество оставшегося в нефти сероводорода не соответствует требованиям стандарта и требует дополнительных мер по его удалению. При мягкой отпарке, несмотря на более высокие температуры за счет повышенного давления, количество отходящих газов существенно меньше - 1-3 тонны в час, а количество сероводорода, остающееся в нефти, не превышает допустимых значений для товарной нефти.
Большая часть легких бензинов остается в нефти, и выход подготовленной нефти больше, чем по прототипу. Подготовленная нефть потоком IV после выхода на стабильный технологический режим направляют в товарный резервуар.
Сравнение качества подготовки нефти методом горячей сепарации и в колонне мягкой отпарки были произведены на Заглядинской УПН, на действующей установке. Результаты промышленного испытания способа представлены в таблице 1 (фиг. 5). Видно, что нефть достигает товарного качества по содержанию сероводорода и ДНП менее 300 мм рт.ст. при использовании способа по изобретению.
Технический результат или преимущества предложенного способа:
1. Очистка от сероводорода и других легких газов.
2. Снижение давления насыщенных паров нефти до 250 мм рт. ст. по сравнению с 500 по прототипу.
3. Легкие газы выходят из верха колонны под давлением и имеют низкую молекулярную массу, что позволяет утилизировать их на промысле.
4. В нефти сохраняются фракции C5-C6, таким образом количество подготовленной нефти увеличивается.
Claims (2)
1. Способ подготовки нефти, включающий предварительную сепарацию, блок обезвоживания и обессоливания и концевую сепарацию, отличающийся тем, что в качестве концевого сепаратора используют колонну с насадкой, в верхнюю часть которой подают обессоленную нефть с температурой 45-60°C и обводненностью 0.2-0.5%, и рибойлер, обеспечивающий нагрев кубовой части колонны до температуры 90-120°C при поддержании давления в пределах 1,6-3,6 кг/см2.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве насадки колонны используют контактные устройства АВР.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014125050/04A RU2557002C1 (ru) | 2014-06-19 | 2014-06-19 | Способ подготовки нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014125050/04A RU2557002C1 (ru) | 2014-06-19 | 2014-06-19 | Способ подготовки нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2557002C1 true RU2557002C1 (ru) | 2015-07-20 |
Family
ID=53611632
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014125050/04A RU2557002C1 (ru) | 2014-06-19 | 2014-06-19 | Способ подготовки нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2557002C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2666543C1 (ru) * | 2017-06-01 | 2018-09-11 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Способ снижения образования вторичного сероводорода при подготовке нефти и устройство для его осуществления |
RU2694767C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2019-07-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти (варианты) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1999025795A1 (en) * | 1997-11-19 | 1999-05-27 | Unipure Corporation | Process for recovering high quality oil from refinery waste emulsions |
RU2309002C2 (ru) * | 2005-12-27 | 2007-10-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Установка очистки нефти (варианты) |
RU2409609C1 (ru) * | 2009-08-05 | 2011-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
US8192588B2 (en) * | 2007-08-29 | 2012-06-05 | Fluor Technologies Corporation | Devices and methods for water removal in distillation columns |
RU2478686C1 (ru) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов |
-
2014
- 2014-06-19 RU RU2014125050/04A patent/RU2557002C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1999025795A1 (en) * | 1997-11-19 | 1999-05-27 | Unipure Corporation | Process for recovering high quality oil from refinery waste emulsions |
RU2309002C2 (ru) * | 2005-12-27 | 2007-10-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Установка очистки нефти (варианты) |
US8192588B2 (en) * | 2007-08-29 | 2012-06-05 | Fluor Technologies Corporation | Devices and methods for water removal in distillation columns |
RU2409609C1 (ru) * | 2009-08-05 | 2011-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
RU2478686C1 (ru) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
РД 39-0148311-60586. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. Куйбышев, 1986, с. 8, рис. 1. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2666543C1 (ru) * | 2017-06-01 | 2018-09-11 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Способ снижения образования вторичного сероводорода при подготовке нефти и устройство для его осуществления |
RU2694767C1 (ru) * | 2018-12-04 | 2019-07-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти (варианты) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6300802B2 (ja) | 水を含む流体流から酸性ガスを分離するための方法 | |
US3965244A (en) | Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide | |
US20070020163A1 (en) | Method for Removing Acid Gases and Ammonia from a Fluid Stream | |
US11278841B2 (en) | Removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from a stream of fluid | |
NO20130670A1 (no) | Fremgangsmate og apparat for fjerning av oksygen fra sjovann | |
CN107438475B (zh) | 从吸收剂中能量有效回收二氧化碳的方法和适于运行该方法的设备 | |
RU2556634C1 (ru) | Способ очистки углеводородных фракций от серосодержащих соединений | |
US9157032B2 (en) | Process for oxidizing one or more thiol compounds | |
RU2557002C1 (ru) | Способ подготовки нефти | |
US9283496B2 (en) | Process for separating at least one amine from one or more hydrocarbons, and apparatus relating thereto | |
RU2478686C1 (ru) | Способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов | |
RU2409609C1 (ru) | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
RU92421U1 (ru) | Установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов | |
JP5865383B2 (ja) | 酸性ガスの除去のための吸着剤としての2−(3−アミノプロポキシ)エタン−1−オールの使用 | |
RU2451713C2 (ru) | Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве | |
RU2756955C1 (ru) | Способ очистки аммиаксодержащего газа и получения безводного жидкого аммиака | |
RU2666543C1 (ru) | Способ снижения образования вторичного сероводорода при подготовке нефти и устройство для его осуществления | |
CN108865246B (zh) | 混烃中易挥发硫化物的脱除方法 | |
RU2550843C1 (ru) | Нефтешламоперерабатывающий комплекс | |
RU2501594C1 (ru) | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
RU2664652C1 (ru) | Способ очистки от сероводорода мазута и нефтяных фракций - компонентов мазута | |
RU2586157C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
US20150209719A1 (en) | Method for removing aromatic hydrocarbons from coke oven gas having biodiesel as washing liquid and device for carrying out said method | |
RU2824117C1 (ru) | Способ отпарки кислой воды в ректификационной колонне с вертикальной разделительной стенкой | |
RU2612964C1 (ru) | Способ подготовки высоковязкой нефти |