RU2586157C1 - Способ подготовки сероводородсодержащей нефти - Google Patents
Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2586157C1 RU2586157C1 RU2015108515/05A RU2015108515A RU2586157C1 RU 2586157 C1 RU2586157 C1 RU 2586157C1 RU 2015108515/05 A RU2015108515/05 A RU 2015108515/05A RU 2015108515 A RU2015108515 A RU 2015108515A RU 2586157 C1 RU2586157 C1 RU 2586157C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- hydrogen sulfide
- hydrogen sulphide
- desorption column
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 117
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 89
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 32
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 106
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 88
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 10
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 4
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- SLJZVMHAAOMEAA-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanol;methanol Chemical compound OC.NCCO SLJZVMHAAOMEAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- BXGYYDRIMBPOMN-UHFFFAOYSA-N 2-(hydroxymethoxy)ethoxymethanol Chemical compound OCOCCOCO BXGYYDRIMBPOMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ANDLFOXYQTZHHK-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanol;methanol Chemical compound OC.OC.NCCO ANDLFOXYQTZHHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- LHQLJMJLROMYRN-UHFFFAOYSA-L cadmium acetate Chemical compound [Cd+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O LHQLJMJLROMYRN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D43/00—Separating particles from liquids, or liquids from solids, otherwise than by sedimentation or filtration
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/02—Non-metals
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащей нефти. Способ включает многоступенчатую сепарацию и последующую отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Дополнительно в зону десорбционной колонны, расположенную между точками ввода в нее сероводородсодержащей нефти и газа, не содержащего сероводорода, подают сероводородсодержащий газ в объеме 0,5-12 м3/т с мольной долей сероводорода не более 1,6%. Технический результат: повышение качества товарной нефти за счет исключения возможного образования термически нестабильных серосодержащих соединений в нефти в результате увеличения эффективности удаления сероводорода из нефти отдувкой в десорбционной колонне, степени очистки газа от сероводорода за счет снижения расхода сероводородсодержащего газа, подаваемого на нее, снижение расхода десорбирующего газа и затрат на очистку нефти от сероводорода. 1 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к способам подготовки сероводородсодержащей нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащей нефти, преимущественно на объектах, имеющих ограничения по объемам подачи сероводородсодержащего газа в систему газосбора и на установку очистки газа от сероводорода (УСО), а также, где имеются незначительные объемы газа, не содержащего сероводорода.
Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку газом первой ступени сепарации в колонне без предварительной его очистки от сероводорода (Позднышев Г.Н., Соколов А.Г. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода. Обзорная информация. - 1984. - С. 38).
Недостатком указанного способа является то, что при отдувке сероводорода из нефти газом первой ступени сепарации не достигается требуемая эффективность удаления сероводорода из нефти и его концентрация в большинстве случаев превышает требуемых ГОСТ Р 51858-2002 значений, равных 100 и 20 млн-1.
Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти путем многоступенчатой сепарации и отдувки сероводорода из нефти в десорбционной колонне газом, не содержащим сероводорода (Лесухин С.П. и др. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №8. - С. 50-53).
Недостатком указанного способа является то, что для проведения отдувки нефти в колонне с целью снижения массовой доли сероводорода до требуемых значений необходима подача на отдувку десорбирующего газа, не содержащего сероводорода, с удельным расходом 5-50 м3/м3 нефти, что приводит к образованию большого объема сероводородсодержащего газа отдувки, требующего последующей очистки на УСО. В большинстве случаев вследствие чрезмерного увеличения нагрузки на УСО происходит снижение степени очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода. Для увеличения производительности УСО требуются дополнительные затраты.
Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, отдувку очищенным от сероводорода газом в десорбционной колонне до достижения 60-90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода и нейтрализацию остаточного сероводорода монометанолэтаноламином и/или диметанолэтаноламином - продуктами взаимодействия моноэтаноламина с формальдегидом (пат. РФ №2220756, B01D 19/00, 53/52, опубл. 10.01.2004, Бюл. №1).
Известный способ позволяет снизить массовую долю сероводорода в товарной нефти до 20 млн-1 при сочетании физического (сепарация и отдувка газом в десорбционной колонне) и химического (нейтрализация сероводорода при использовании монометанолэтаноламина и/или диметанолэтаноламина) методов удаления сероводорода из нефти.
Недостатком способа является то, что для отдувки сероводорода из нефти требуется подача в десорбционную колонну значительного количества газа, не содержащего сероводорода, что приводит к образованию большого объема сероводородсодержащего газа отдувки и, как следствие, снижению степени его очистки от сероводорода на установках сероочистки и несоответствию требованиям, предъявляемым к качеству подготовки газа. Для сохранения режимных параметров работы УСО на отдувку в десорбционную колонну подается умеренное количество газа. Нейтрализация остаточного сероводорода в нефти осуществляется дорогостоящими нейтрализаторами монометанолэтаноламином и/или диметанолэтаноламином, что приводит к ухудшению качества товарной нефти вследствие возможного образования в ней нестабильных серосодержащих соединений. При переработке нефти такого качества под действием высоких температур может происходить их разложение с образованием серы и сероводорода, что приводит к ускоренной коррозии оборудования.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение качества товарной нефти за счет более эффективного удаления сероводорода с газом и степени очистки газа от сероводорода в результате уменьшения расхода газа, подаваемого на установку сероочистки, снижение затрат, связанных с очисткой нефти от сероводорода.
Поставленные технические задачи решаются описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию и последующую отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводорода, в десорбционной колонне при температуре 40-70°C.
Новым является то, что на отдувку в зону десорбционной колонны, расположенную между точками ввода в нее сероводородсодержащей нефти и газа, не содержащего сероводорода, дополнительно подают сероводородсодержащий газ в объеме 0,5-12 м3/т с мольной долей сероводорода не более 1,6%.
Сущность предложения заключается в следующем.
Отдувку сероводорода из нефти осуществляют путем подачи в нижнюю часть колонны газа, не содержащего сероводорода, а в зону десорбционной колонны, расположенную между точками ввода в нее сероводородсодержащей нефти и газа, не содержащего сероводорода, сероводородсодержащего газа преимущественно первой ступени сепарации нефти с мольной долей сероводорода ниже равновесной его концентрации в нефти. Целесообразность подачи в указанную зону десорбционной колонны сероводородсодержащего газа с невысокой концентрацией сероводорода обусловлена тем, что при стекании нефти с верхней части десорбционной колонны в нижнюю ее часть сначала осуществляется частичная отдувка сероводорода из нефти сероводородсодержащим газом. Последующая очистка нефти от сероводорода до требуемой кондиции осуществляется газом, не содержащим сероводорода. При этом в десорбционную колонну подается меньшее количество газа, не содержащего сероводорода, за счет частичной его отдувки из нефти сероводородсодержащим газом по сравнению с известными способами отдувки.
Отдувку сероводорода из нефти проводят при температуре 40-70°C, характерной для эффективной подготовки нефти на установках подготовки высокосернистой нефти (УПВСН), и абсолютном давлении в десорбционной колонне 0,1-0,2 МПа. Проводить отдувку нефти при температуре ниже 40°C в большинстве случаев нецелесообразно вследствие необходимости подачи в десорбционную колонну значительного количества газа. Отдувка при температуре выше 70°C ограничивается значительным уносом ценных бензиновых фракций с газом отдувки, что приводит к снижению выхода товарной нефти. При этом нагревать нефть до более высокой температуры, характерной эффективному проведению процессов глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, только для отдувки сероводорода из нее нецелесообразно. Отдувка нефти при абсолютном давлении ниже 0,1 МПа приводит к дополнительным затратам на создание вакуума и использованию оборудования, работающего под давлением ниже атмосферного, выше 0,2 МПа - к необходимости подачи на отдувку значительного количества газа для доведения массовой доли сероводорода до нормативных значений.
На отдувку сероводорода из нефти подают сероводородсодержащий газ в объеме 0,5-12 м3/т нефти. Подача этого газа в объеме менее 0,5 м3/т нецелесообразна вследствие низкой эффективности отдувки сероводорода из нефти, подача в объеме более 12 м3/т приводит к значительному снижению выхода нефти.
Реализация данного способа позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти до 20-100 млн-1, расходы газа, не содержащего сероводорода, в десорбционную колонну, и сероводородсодержащего газа на УСО, за счет этого повысить качество очистки газа от сероводорода на УСО, снизить затраты, связанные с очисткой нефти.
Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти представлен на чертеже, где показана схема, включающая трубопровод 1 сырой нефти, сепаратор 2 первой ступени сепарации, газопровод 3 высокого давления, установку сероочистки 4, сепаратор 5 второй ступени сепарации, установку 6 обезвоживания и обессоливания нефти (УОН), десорбционную колонну 7, газопровод 8 подачи очищенного газа в десорбционную колонну, газопровод 9 подачи сероводородсодержащего газа в десорбционную колонну, сепаратор 10, нефтепровод 11 откачки товарной нефти.
Способ подготовки сероводородсодержащей нефти осуществляется следующим образом.
Сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2 первой ступени сепарации, из которого газ по газопроводу 3 высокого давления направляется на установку сероочистки 4, нефть - в сепаратор 5 второй ступени сепарации. После сепарации нефть поступает на установку 6 обезвоживания и обессоливания нефти, в которой осуществляются нагрев водонефтяной эмульсии, обезвоживание и обессоливание нефти. После УОН сероводородсодержащая нефть поступает в верхнюю часть десорбционной колонны 7. На отдувку сероводорода из нефти по газопроводу 8 подается очищенный газ после УСО, по газопроводу 9 - сероводородсодержащий газ преимущественно с первой ступени сепарации нефти. Процесс отдувки осуществляется при температуре 40-70°C и абсолютном давлении в десорбционной колонне 0,1-0,2 МПа. Очищенная от сероводорода товарная нефть с нижней части десорбционной колонны поступает в сепаратор 10, откуда по нефтепроводу 11 откачивается в систему магистральных нефтепроводов. Газ с десорбционной колонны 7 и сепаратора 10 охлаждается в охладителе и поступает в газосепаратор (не показаны) для отделения конденсата и его возврата в начало УПВСН. Предлагаемый способ очистки нефти полностью исключает использование дорогостоящих нейтрализаторов сероводорода.
Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях и представлен следующими примерами.
Опыты №1-12 и №33-36 по отдувке сероводорода из нефти выполняют согласно аналогам предлагаемого способа. Сероводородсодержащую нефть с массовой долей сероводорода 620 млн-1, нагретую до температуры 40, 50, 60 и 70°C, загружают в термостатированную модель десорбционной колонны после предварительной ее продувки в течение 15 мин углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Продувка газом необходима для удаления воздуха из модели десорбционной колонны и предотвращения окисления сероводорода кислородом воздуха. Процесс отдувки нефти проводится при абсолютном давлении в модели колонны, равном 0,14 МПа. В модель десорбционной колонны подается углеводородный газ, не содержащий сероводорода (опыты №1-4 и №33-36), в другом случае - газ с мольной его долей, равной 0,8% (опыты №5-12). Массовую долю сероводорода в нефти периодически определяют путем отбора проб нефти с нижней части модели десорбционной колонны. Сероводородсодержащий газ, выделившийся в процессе отдувки нефти, пропускают через две последовательно расположенные склянки Дрекселя с раствором ацетата кадмия для поглощения сероводорода из газа. Для замера объема газа отдувки используют газовый счетчик. Исследования процесса отдувки проводят с нефтью, отобранной на УПВСН нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Ямашнефть», плотность и динамическая вязкость которой составляют 895 кг/т и 46 мПа·с соответственно.
Данные и результаты исследований приведены в таблице.
Опыты №13-32 и №37-48 выполняют согласно предлагаемому способу, аналогично опытам №1-4 и №33-36. Отличием является то, что в зону модели десорбционной колонны, расположенную между точками ввода нефти и бессероводородного газа, в опытах №13-28 и №37-48 подают газ с мольной долей сероводорода, равной 0,8 и 1,0%, а в опытах №29-32 с мольной долей сероводорода, равной 1,6%.
Данные, представленные в таблице, показывают, что при дополнительной подаче в зону десорбционной колонны, расположенную между точками ввода в нее сероводородсодержащей нефти и газа, не содержащего сероводорода, сероводородсодержащего газа снижаются расходы десорбирующего газа, не содержащего сероводорода, и сероводородсодержащего газа, поступающего на УСО, по сравнению с отдувкой только бессероводородным газом. Так, для снижения массовой доли сероводорода в нефти до 100 млн-1 проведение отдувки по предлагаемому способу при температуре 40°C и абсолютном давлении в колонне 0,14 МПа (опыт №17) по сравнению с отдувкой при этих же параметрах только бессероводородным газом (опыт №1) позволяет снизить расходы десорбирующего газа, не содержащего сероводорода, и сероводородсодержащего газа на УСО от 7,0 до 4,1 м3/т и от 7,4 до 5,1 м3/т соответственно (в случае отдувки бессероводородным газом с получением объемов газа отдувки на уровне, равном 5,1 м3/т, массовая доля сероводорода в нефти превышает 100 млн-1, что приводит к необходимости дозирования нейтрализатора сероводорода).
При отдувке только бессероводородным газом (опыт №5) массовая доля сероводорода в товарной нефти после отдувки составляет 208 млн-1 по предлагаемому способу (опыт №17) - 95 млн-1. В этом случае дальнейшее снижение массовой доли сероводорода в нефти от 208 до 100 или 20 млн-1 возможно только путем дозирования монометанолэтаноламина и/или диметанолэтаноламина, что приводит к ухудшению качества товарной нефти вследствие возможного образования в нефти термически нестабильных серосодержащих соединений.
В предлагаемом способе при снижении массовой доли сероводорода в нефти до 100 млн-1 предпочтительно на отдувку нефти в зону десорбционной колонны, расположенную между точками ввода нефти и бессероводородного газа, подавать газ с мольной долей сероводорода не более 1,6%, до 20 млн-1 - не более 0,8%. Отдувка нефти газом с более высокой мольной долей сероводорода при прочих равных условиях в целом не приводит к снижению расхода газа отдувки на УСО по сравнению с отдувкой бессероводородным газом.
Предлагаемый способ позволяет осуществлять подготовку сероводородсодержащей нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 и по сравнению с известными имеет следующие преимущества:
- повышается качество товарной нефти за счет исключения возможного образования термически нестабильных серосодержащих соединений в нефти в результате увеличения эффективности удаления сероводорода из нефти отдувкой в десорбционной колонне;
- повышается степень очистки газа от сероводорода на УСО за счет снижения расхода сероводородсодержащего газа;
- снижается расход десорбирующего газа;
- снижаются затраты на очистку нефти от сероводорода.
Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти технологичен и прост в исполнении, легко реализуем на действующих объектах подготовки сероводородсодержащей нефти и позволяет получать нефть в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 при минимальных затратах.
Claims (1)
- Способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и последующую отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводорода, в десорбционной колонне при температуре 40-70°C, отличающийся тем, что на отдувку в зону десорбционной колонны, расположенную между точками ввода в нее сероводородсодержащей нефти и газа, не содержащего сероводорода, дополнительно подают сероводородсодержащий газ в объеме 0,5-12 м3/т с мольной долей сероводорода не более 1,6%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108515/05A RU2586157C1 (ru) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015108515/05A RU2586157C1 (ru) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2586157C1 true RU2586157C1 (ru) | 2016-06-10 |
Family
ID=56115288
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015108515/05A RU2586157C1 (ru) | 2015-03-11 | 2015-03-11 | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2586157C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700077C1 (ru) * | 2018-05-30 | 2019-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки нефти от сероводорода и установка для его реализации |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1526740A1 (ru) * | 1987-11-04 | 1989-12-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Установка подготовки нефти |
| EP0432858A1 (en) * | 1989-11-15 | 1991-06-19 | Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha | Process for removing hydrogen sulfide from crude petroleum |
| RU2220756C2 (ru) * | 2002-05-07 | 2004-01-10 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2283856C2 (ru) * | 2003-12-19 | 2006-09-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU92421U1 (ru) * | 2009-12-21 | 2010-03-20 | Владимир Александрович Морозов | Установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов |
| RU2413751C1 (ru) * | 2009-11-11 | 2011-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти |
-
2015
- 2015-03-11 RU RU2015108515/05A patent/RU2586157C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1526740A1 (ru) * | 1987-11-04 | 1989-12-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Установка подготовки нефти |
| EP0432858A1 (en) * | 1989-11-15 | 1991-06-19 | Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha | Process for removing hydrogen sulfide from crude petroleum |
| RU2220756C2 (ru) * | 2002-05-07 | 2004-01-10 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2283856C2 (ru) * | 2003-12-19 | 2006-09-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2413751C1 (ru) * | 2009-11-11 | 2011-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU92421U1 (ru) * | 2009-12-21 | 2010-03-20 | Владимир Александрович Морозов | Установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700077C1 (ru) * | 2018-05-30 | 2019-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки нефти от сероводорода и установка для его реализации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104736222B (zh) | 从流体中除去重金属的工艺、方法和系统 | |
| US3182434A (en) | Glycol-gas separator system and method | |
| EA201100181A1 (ru) | Способ удаления газообразного загрязнителя из потока загрязнённого газа | |
| JPS6252608B2 (ru) | ||
| RU2394633C2 (ru) | Способ дегидратации газов | |
| NO743735L (ru) | ||
| KR101954391B1 (ko) | 황화수소 스트립퍼에서 황화수소 및 암모니아의 향상된 분리를 위한 시스템 및 방법 | |
| RU2586157C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| KR101947350B1 (ko) | 암모니아 정제를 위한 시스템 및 방법 | |
| RU2013148186A (ru) | Мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений | |
| RU2478686C1 (ru) | Способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов | |
| RU2442816C1 (ru) | Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов | |
| RU2557002C1 (ru) | Способ подготовки нефти | |
| RU2409609C1 (ru) | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
| RU2597092C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| RU92421U1 (ru) | Установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов | |
| RU2698891C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти с высокой концентрацией сероводорода | |
| AU2015294656B2 (en) | Process for separating phenols and BTX aromatics from gas condensate | |
| RU2015140977A (ru) | Способ обработки содержащей ртуть и кислые газы газовой смеси с высоким содержанием углеводородов | |
| RU2599157C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2688686C2 (ru) | Способ регенерации растворителя в процессах депарафинизации и обезмасливания | |
| RU2501594C1 (ru) | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
| RU2664652C1 (ru) | Способ очистки от сероводорода мазута и нефтяных фракций - компонентов мазута | |
| RU2643540C1 (ru) | Способ выделения метанола из водно-метанольных технологических смесей для повторного использования и устройство для его осуществления | |
| RU2456053C2 (ru) | Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов |