RU2612808C2 - Способ обработки углеводородов - Google Patents

Способ обработки углеводородов Download PDF

Info

Publication number
RU2612808C2
RU2612808C2 RU2015125643A RU2015125643A RU2612808C2 RU 2612808 C2 RU2612808 C2 RU 2612808C2 RU 2015125643 A RU2015125643 A RU 2015125643A RU 2015125643 A RU2015125643 A RU 2015125643A RU 2612808 C2 RU2612808 C2 RU 2612808C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
absorption oil
saturated
mercaptans
liquid hydrocarbons
Prior art date
Application number
RU2015125643A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015125643A (ru
Inventor
Джон УОТСОН
Original Assignee
Меричем Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Меричем Компани filed Critical Меричем Компани
Publication of RU2015125643A publication Critical patent/RU2015125643A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2612808C2 publication Critical patent/RU2612808C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
    • C10G19/08—Recovery of used refining agents
    • 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • 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
    • B01D53/14—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 by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • 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
    • B01D53/14—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 by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • 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
    • B01D53/14—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 by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1481—Removing sulfur dioxide or sulfur trioxide
    • 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
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • 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
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
    • 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
    • C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
    • 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
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/14—Hydrocarbons
    • 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
    • C10G21/28—Recovery of used solvent
    • 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
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/205—Other organic compounds not covered by B01D2252/00 - B01D2252/20494
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80—Additives
    • C10G2300/802—Diluents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способам для обработки углеводородов, содержащих углеводороды геологических материалов. Способ обработки углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, содержит: (a) получение смеси жидких углеводородов и газообразных компонентов, полученных из углеводородного месторождения, в котором газообразные компоненты содержат сероводород и меркаптаны; (b) выделение жидких углеводородов из газообразных компонентов; (c) контакт газообразных компонентов с отбензиненным абсорбционным маслом, в результате чего меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом и формируют насыщенное абсорбционное масло; (d) выделение газообразного продукта, содержащего сероводород, из насыщенного абсорбционного масла; (e) обработку газообразного продукта для удаления сероводорода с получением обедненного топливного газа и (f) обработку жидких углеводородов, полученных на стадии (b), путем смешивания с отбензиненным абсорбционным маслом, насыщенным абсорбционным маслом, смесью насыщенного и тощего абсорбционного масла, эквивалентным углеводородом или с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды, и насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d), для снижения вязкости перед транспортировкой на нефтеперерабатывающий завод для переработки. Заявлен вариант способа. Технический результат – удаление серосодержащих соединений, в частности меркаптанов, из углеводородных потоков. 2 н. и 17 з. п. ф-лы, 1 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0001] Изобретение относится к способам и устройствам для обработки и переработки жидких, полутвердых и газообразных углеводородов, полученных из содержащих углеводороды геологических материалов, включая битуминозные пески, нефтеносные пески и нефтяные сланцы. В частности, изобретение относится к способам для удаления сернистых загрязнений, обнаруженных в газообразных углеводородах, полученных с помощью таких процессов, как процесс гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD).
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0002] В данном описании под углеводородным месторождением понимается месторождение, содержащее битуминозные пески, нефтеносные пески, нефтяные песчаники, сланцы и все другие встречающиеся в природе геологические материалы, содержащие углеводороды, в основном, в виде пористой камневидной неорганической матрицы. Матрица может быть рыхлой, полутвердой или твердой.
[0003] Нефтеносные пески являются природными геологическими образованиями, например, обнаруженными в Канаде (Альберта). Такие пески имеют большой потенциал для добычи нефти. Битуминозные пески являются пористыми, как правило, слабо связанными или рыхлыми, обычно содержат значительное количество глины и имеют промежутки, заполненные высоковязкими углеводородами, известными в технике как битум. Большинство из этих смолоподобных битумных материалов представляет собой остатки легких углеводородов (имеющих низкую молекулярную массу), разложившихся под действием микроорганизмов, воды и, возможно, неорганического окисления. Имеются обширные отложения битуминозных песков в северной части провинции Альберта на реке Атабаска и в других местах. Такие отложения оцениваются в потенциальных запасах свыше 1,6 триллионов баррелей нефти.
[0004] Горючие сланцы связаны с нефтяными песками и битуминозными песками, однако подложка состоит из мелкозернистых ламинированных осадочных пород, как правило, содержащих ряд органических соединений с выходом нефти, известных как кероген. Битуминозные сланцы находятся во многих местах по всему миру. Наиболее богатые керогеном сланцы находятся в Соединенных Штатах, в штатах Вайоминг, Колорадо и Юта и, по оценкам специалистов, содержат более 540 миллиардов потенциальных баррелей нефти.
[0005] Углеводороды, извлекаемые из битуминозных песков и битуминозных сланцев, могут включать, без ограничения, битум, кероген, асфальтены, парафины, алканы, ароматические углеводороды, олефины, нафталины и ксилолы.
[0006] В известном уровне техники извлечение нефти из углеводородных месторождений с высокомолекулярной битумной массой или из керогенного материала может быть осуществлено путем нагрева песков или сланцев. Например, в процессе гравитационного дренирования при закачке (SAGD) в пласте пробуривают две параллельных горизонтальных нефтяных скважины, одна на 4-6 метров над другой. В верхнюю скважину закачивают пар, а в нижней собирается нагретая сырая нефть или битум, который вытекает из пласта, а также вода от конденсации введенного пара. Основой процесса является тот факт, что закачанный пар образует "паровую камеру", которая расширяется в пласте вертикально и горизонтально. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой сырой нефти или битума, что позволяет ему течь вниз в нижнюю скважину. Пар и газы поднимаются вверх из-за своей низкой плотности по сравнению с тяжелой сырой нефтью внизу, гарантируя отсутствие пара в нижней добывающей скважине. Выделенные газы, которые включают метан, диоксид углерода и некоторое количество сероводорода, стремятся подняться вверх в паровую камеру, заполняя пустоты, оставленные нефтью, и образуют теплоизолирующий слой над паром. Нефть и вода с помощью противоточного гравитационного дренирования передаются в нижнюю буровую скважину. Конденсированная вода и сырая нефть или битум извлекаются на поверхность путем использования давления, создаваемого подземной системой насосов, таких как винтовые насосы, которые хорошо работают при перекачке вязкой жидкости с взвешенными частицами.
[0007] После извлечения из скважины с помощью SAGD растворенные и захваченные газы отделяют от битума, и затем битум смешивается с "носителем" со средней молекулярной массой, который упоминается здесь как разбавитель, создающий разбавленный битум. Разбавленный битум это более легкий и менее вязкий углеводородный материал, чем необработанный битум, и его можно транспортировать по трубопроводу на переработку. На нефтеперерабатывающем заводе разбавленный битум обрабатывается до конечных продуктов, а в некоторых случаях, часть промежуточного продукта возвращается к месту производства для использования в качестве разбавителя.
[0008] Процесс SAGD имеет серьезный недостаток в отношении газообразных компонентов, полученных вместе с жидкостью или полутвердым битумом. Эти газообразные компоненты включают в себя не только углеводороды, но и нежелательные серосодержащие соединения, такие как сероводород (H2S), меркаптаны (SH), сернистый карбонил (COS) и дисульфид углерода (CS2). Попутный газ первоначально отделяется от битума и обычно используется на производственной площадке в качестве топлива в парогенераторах, однако использование газообразных серосодержащих продуктов горения в качестве топлива является одной из основных проблем загрязнения окружающей среды. Экономичный путь предотвращения загрязнения воздуха серой состоит в удалении соединений серы из газовых компонентов до их использования в качестве топлива. В дополнение к процессу SAGD существуют другие способы добычи углеводородов из углеводородных месторождений, которые могут извлечь пользу из данного изобретения, например, в методе циклического нагнетания пара в ствол скважины, где пар вводится в добывающую скважину (обычно вертикальную) на некоторое время для пропитки с получением нефти, или закачка пара, как в процессе SAGD, но с серией вертикальных скважин для ввода пара и обработки потока нефти или воды, который похож на паровой поток, но используют воду, которая может быть использована повторно либо при закачке газа в пласт, где некоторое количество из добытого природного газа сжимается и вводится повторно, либо при вводе CO2 от внешнего источника в резервуар с нефтью, или использование на месте термических способов, где часть скважины горит под землей для подачи тепла к нефти.
[0009] Несмотря на то что существует ряд процессов регенерации и удаления серы из газов, содержащих H2S, присутствие меркаптанов может вызвать серьезные проблемы в работе, поскольку эти процессы надежно не удаляют эти примеси. В действительности RSH будет в конечном итоге в виде "обессеренного" газообразного продукта в регенерируемом воздухе и в произведенной сере. COS и CS2, как правило, проходят свободно и не поглощаются и не преобразуются. Сильный запах серного ангидрида затрудняет (или делает непрактичной) обработку полученной серы, и запахи на рабочем месте могут сделать это место практически неработопригодным. Однако H2S может быть легко удален и превращен в элементарную серу (S).
[0010] Соответственно, изобретение направлено на удаление вредных серосодержащих соединений, в частности RSH, из газообразных компонентов, следующих за H2S, который затем может быть обработан для получения газообразного топлива, не содержащего серы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] Изобретение направлено на решение проблем, связанных с использованием и/или обработкой газообразных компонентов, полученных из углеводородных месторождений, особенно тех, которые включают извлечение битума из нефтеносных песков с использованием процессов, таких как процесс SAGD. В частности, изобретение направлено на обработку потока сырья, полученного из процесса SAGD, чтобы избежать вредных последствий использования содержащих серу соединений меркаптанов, которые загрязняют газообразные углеводороды, полученные в процессе SAGD.
[0012] Более конкретно, изобретение направлено на способ обработки углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, где углеводороды включают смесь жидких углеводородов и газообразных компонентов, содержащих сероводород и меркаптаны. Эта смесь сначала разделяется на жидкую или полутвердую углеводородную фазу и газообразную фазу, содержащую, в основном, горючий углеводородный газ с примесью серосодержащих соединений, таких как сероводород и меркаптаны. Когда углеводороды извлекают из нефтеносных песков, используя на месте процесс SAGD, жидкие или полутвердые углеводороды включают битум. Отделенные газообразные компоненты затем вводят в контакт с отбензиненным абсорбционным маслом (легкие углеводороды, например керосин, лигроин и т.д.), и меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом, чтобы получить насыщенный абсорбент. Газообразный продукт, содержащий сероводород, отделяется от насыщенного абсорбента и обрабатывается для удаления и/или преобразования сероводорода в чистый топливный газ, который можно использовать в качестве продукта горения в другом месте в наземной установке, в частности, для выработки пара для процесса SAGD.
[0013] Отделенные жидкие углеводороды затем обрабатываются предпочтительно путем смешивания с отбензиненным абсорбционным маслом или эквивалентным углеводородом для снижения вязкости жидких или полутвердых углеводородов, которые могут транспортироваться для дальнейшей обработки на нефтеперерабатывающем заводе. Кроме того, жидкие или полужидкие углеводороды могут быть смешаны с насыщенным абсорбентом или смесью насыщенного и тощего абсорбционного масла. В этом альтернативном подходе меркаптан, содержащий насыщенный абсорбент, сопровождает жидкие углеводороды на нефтеперерабатывающий завод, где меркаптаны могут быть обработаны вместе с углеводородами с образованием нефтепродуктов. В предпочтительной технологической схеме смесь жидких углеводородов и газообразных компонентов получают, используя процесс SAGD. Если битум представляет собой жидкий или полутвердый углеводород, полученный в процессе SAGD, добавление разбавителя углеводорода, отбензиненного абсорбционного масла, насыщенного абсорбента или их смеси приводит к образованию разбавленного битума, который затем может быть легко транспортирован на нефтеперерабатывающий завод, расположенный на расстоянии от района, где используется процесс SAGD для извлечения битума на месте.
[0014] Газообразный продукт или топливный газ с низким содержанием меркаптана, полученный после контакта или промывки отбензиненного абсорбционного масла, можно обработать, используя ряд процессов, основанных на контакте газа и жидкости для удаления и/или преобразования сероводорода в элементарную серу. В одном предпочтительном способе газообразный продукт контактирует с раствором щелочи или каустика в аппарате массопереноса газ-жидкость, где сероводород адсорбируют и преобразуют в растворе каустика для получения не содержащего серы газообразного топлива, которое может использоваться для сжигания в других отдельных операциях процесса. Отработанный или обогащенный серой раствор каустической соды затем обрабатывают в биореакторе с использованием воздуха, где бактерии окисляют поглощенную серу в условиях ограничения кислорода с образованием элементарной серы и одновременно регенерируют раствор каустической соды для обратно цикла контакта с входящими газообразными продуктами.
[0015] Другие процессы удаления сероводорода, которые могут быть использованы для получения не содержащего серы газообразного топлива, включают использование реакции Клауса. Например, не содержащий меркаптана газообразный продукт может быть обработан в процессе, который использует диоксид серы (SO2) в качестве окислителя для преобразования I3/4 S до элементарной серы путем модифицированной жидкофазной реакции Клауса. Полученная элементарная сера растворима в реакционном растворе, что исключает циркуляцию твердых веществ в оборудовании высокого давления. Элементарная сера затем кристаллизуется и отделяется от процесса с использованием оборудования, предназначенного для обработки твердых веществ, в то время как остальная часть процесса остается в твердом состоянии.
[0016] Еще один предпочтительный способ, также известный как окислительно-восстановительный метод, описан в патентах США 4238462 и 5160714, упоминаемых здесь в качестве ссылки, и включает операцию переноса газожидкостной массы, где жидкий катализатор контактирует с газовым продуктом, содержащим сероводород для каталитического окисления сероводорода до элементарной серы предпочтительно с помощью хелата железа в качестве катализатора. Отработанная поливалентная примесь хелата металла непрерывно регенерируется путем окисления в контакте с реакционным раствором с растворенным кислородом, предпочтительно в виде воздуха, в отдельной зоне контакта. В таком непрерывном процессе удаления сероводорода при контакте, например, с каталитическим раствором хелата железа каталитический раствор непрерывно циркулирует между зоной абсорбера, где I3/4S поглощается каталитическим раствором хелата железа и раствор восстанавливается до двухвалентного железа, и зоной окислителя, где восстановленное двухвалентное железо окисляется обратно в трехвалентное железо.
[0017] Независимо от способа, используемого для конечного преобразования и удаления сероводорода из газообразного продукта, одной из важных стадий в изобретении является предварительное удаление меркаптанов из газообразных компонентов, которые первоначально выделяются из жидких или полутвердых углеводородов, полученных из углеводородного месторождения. Отбензиненное абсорбционное масло, которое используется для контакта или промывки газообразных компонентов и удаления меркаптанов, может включать нафту, керосин, средние углеводороды, поток бензина, реактивного топлива, дизельного топлива и смеси этих углеводородов. Как упомянуто выше, удаление меркаптанов с использованием отбензиненного абсорбционного масла может быть осуществлено, используя поглотитель, предпочтительно в противоточном газожидкостном контакторе в виде колонны с беспорядочной насадкой, колонны со структурированной насадкой или барботажной колонны. Число достижимых единиц переноса (NTU) напрямую зависит от типа используемой колонны и типа используемого отбензиненного абсорбционного масла. Предпочтительно поглотитель будет работать в диапазоне давлений от примерно 30-70 фунтов на квадратный дюйм и при температуре менее 135°F. Содержание меркаптанов в газообразных компонентах, подаваемых в абсорбер, не нужно поддерживать или контролировать на определенном уровне, однако предпочтительное содержание составляет менее 8500 частей на миллион по объему. Абсорбционная колонна должна быть разработана с расчетом поддержания концентрации всех меркаптанов газовых продуктов на экономически обоснованном низком уровне. Предпочтительный низкий уровень будет в пределах около 2 частей на миллион по объему.
[0018] Насыщенный абсорбент, полученный в виде кубового продукта из абсорбера, может быть использован непосредственно в качестве разбавителя углеводорода, добавляя масло в битум, чтобы сформировать разбавленный битум. Может оказаться желательным обработать насыщенный абсорбент, чтобы удалить меркаптаны и получить регенерированное или отбензиненное абсорбционное масло для повторного цикла контакта с газообразными компонентами и/или смешивания с жидкими или полутвердыми углеводородами, извлеченными из углеводородного месторождения. Тем не менее, в некоторых случаях конструкция абсорбера может привести к поглощению неприемлемых уровней H2S абсорбционным маслом, и в таких ситуациях потребуется процесс выпаривания, чтобы удалить поглощенный сероводород и генерировать насыщенный абсорбент, который, по существу, свободен от сульфида водорода.
[0019] Отделение меркаптанов и сульфида водорода из потока насыщенного абсорбента трудно достижимо. Для облегчения отделения H2S из насыщенного абсорбента отпарная колонна должна быть запущена при значительно более высоком давлении, чем абсорбер, и потребуется обратный холодильник вместе с подогревателем у основания колонны. Использование обратного холодильника и подогревателя позволяют обеспечить достаточное количество пара и жидкости внутри колонны, чтобы вывести почти весь объем I3/4S. К сожалению, некоторые меркаптаны не выходят вместе с головными парами. Поскольку количество меркаптанов в этом потоке пара значительно ниже, чем в сернистых газообразных компонентах, первоначально выделенных из жидких углеводородов, часть этих головных паров может быть возвращена в переднюю часть абсорбера, где она смешивается с кислыми газообразными компонентами.
[0020] Давление в отпарной колонне должно быть выбрано с целью удаления максимального количества H2S. Предпочтительный способ заключается в эксплуатации отпарной колонны под давлением от 50 до 200 фунтов на квадратный дюйм, чтобы достичь приемлемого разделения. Это требует создания давления насосом подачи сырья или насыщенного абсорбента выше рабочего давления колонны, включая трубопроводы и потери в системе. Предпочтительно, насыщенный абсорбент подается в нижнюю половину колонны, которая предпочтительно является тарельчатой дистилляционной колонной. Кубовой нагреватель используется для создания необходимого трафика паров в колонне, чтобы удалить H2S и затем небольшую часть меркаптанов. Когда пары поднимаются до верха колонны, они вступают в контакт с насыщенным абсорбентом, а затем с оборотным конденсатом, что дополнительно облегчает отделение нужного продукта. Как упоминалось выше, из-за не очень эффективного разделения меркаптаны, как правило, уходят вместе с головными парами.
[0021] Альтернативный способ удаления меркаптанов из газообразных компонентов связан с выполнением процесса дистилляции, когда отбензиненное абсорбционное масло и газообразные компоненты перегоняются, используя жидкость из верхнего обратного холодильника и пары из нижнего подогревателя. Этот альтернативный подход исключает необходимость в процессе поглощения и выпаривания, описанном выше.
[0022] Масло, обогащенное меркаптанами с низким содержанием сероводорода и выходящее из процесса выпаривания, может быть дополнительно обработано для удаления и преобразования меркаптанов, или, как упоминалось выше, его можно использовать в качестве разбавителя для снижения вязкости жидких или полутвердых углеводородов, полученных из углеводородного месторождения. Если эти жидкие или полутвердые углеводороды включают битум, то добавляют насыщенный абсорбент вместе или без отбензиненного абсорбционного масла, получая смесь, известную как разбавленный битум. Для удаления и преобразования меркаптанов в насыщенном абсорбенте предпочтительным подходом является смешивание насыщенного абсорбента со щелочью, в которой меркаптаны преобразуются в меркаптиды и остаются в растворе каустика, образуя регенерированный насыщенный абсорбент. Меркаптиды в отработанном каустике подвергаются дальнейшей обработке, чтобы преобразовать меркаптиды в дисульфидные масла (DSO) посредством реакции окисления, которые затем могут быть собраны и обработаны жидкими углеводородами на нефтеперерабатывающем заводе. Регенерированный раствор каустика затем повторно перемешивается со свежим или регенерированным каустиком для обработки входящего насыщенного абсорбента.
[0023] Другой, более предпочтительный способ преобразования (в противоположность экстракции) меркаптанов в дисульфидные масла состоит в использовании обрабатывающего водного раствора и реакции окисления. Дисульфидные масла остаются в отделенном потоке углеводородных продуктов, извлеченных из процесса. Более конкретно, богатые масла, содержащие меркаптаны, объединяются с газом, содержащим кислород, с образованием потока сырья. Это сырье контактирует с жидким обрабатывающим раствором, содержащим воду, гидроксил щелочного металла, хелатный катализатор поливалентного металла, в емкости контактора, в которой катализатор и кислород используется для преобразования меркаптанов в дисульфидные масла с помощью реакции окисления. На стадии контакта образуется смесь продуктов, которая направляется, по меньшей мере, в одну зону разделения, где обогащенный поток углеводородов, содержащий дисульфидные масла, отделяется от смеси. Этот поток отбензиненного абсорбционного масла, содержащий DSO, может быть использован в дополнение к описанному выше регенерированному абсорбционному маслу либо в виде его замены. Раствор обрабатывающей жидкости рециркулируется для обработки исходного насыщенного абсорбента, при необходимости, после добавления регенерированного катализатора и/или других ингредиентов обрабатывающего раствора.
[0024] Каталитическая композиция, используемая в водном обрабатывающем растворе, предпочтительно является жидким раствором поливалентного катализатора хелата металла. Поливалентные катализаторы включают, без ограничения, фталоцианины металла, отличающиеся тем, что катион металла выбран из группы, состоящей из марганца (Mn), железа (Fe), кобальта (Со), никеля (Ni), меди (Cu), цинка (Zn), рутения (Ru), родия (Rh), палладия (Pd), серебра (Ag) и т.д. Концентрация катализатора составляет примерно от 10 до 10000 частей на миллион, предпочтительно примерно от 20 до 4000 частей на миллион. Конкретный выбранный катализатор может быть включен в процесс во время приготовления обрабатывающего раствора и/или добавляется к раствору позже на месте его использования.
[0025] Контакт углеводородного сырья с водным обрабатывающим раствором может быть осуществлен любым устройством перемешивания жидкостей, таким как башенный смеситель, барботажная тарелка, резервуар с мешалкой, реактор идеального вытеснения, волоконно-пленочный контактор и т.д. Предпочтительно контакт осуществляется, используя контактор, в котором достигается быстрый перенос массы жидкость-жидкость, не вызывая трудностей в быстром и четком разделении фаз между углеводородом и обрабатывающим водным раствором. Такие контакторы практически не требуют перемешивания и имеют низкий унос водного раствора с углеводородом. Для достижения большей эффективности обработки могут быть использованы две или несколько стадий контакта с обрабатывающим водным раствором.
[0026] Эти и другие варианты осуществления станут более очевидными из подробного описания предпочтительного варианта осуществления изобретения, приведенного ниже.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0027] На фигуре 1 схематически показана технологическая схема одного возможного варианта осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0028] Изобретение направлено на удаление серных загрязнителей, в частности меркаптанов, которые присутствуют в газообразных компонентах, отделенных от жидких и/или полутвердых углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, предпочтительно с помощью гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD) на месте переработки нефтеносных или битуминозных песков. Одна возможная схема технологического процесса будет описана со ссылкой на фигуру 1, однако специалистам в данной области техники ясно, что могут быть разработаны альтернативные схемы потока. Смесь жидких и/или полутвердых углеводородов (далее называемых здесь просто "жидкими углеводородами"), газообразных компонентов и воды добывают из углеводородного месторождения и поставляют в сепаратор 2 наземной установки для последующей обработки, где газообразные компоненты удаляются по трубопроводу 3, а жидкие углеводороды по трубопроводу 4. Отделенная вода (не показана) может быть возвращена для получения пара для повторного использования в процессе SAGD или использоваться в качестве другой технологической воды. Жидкие углеводороды, извлеченные из нефтяных песков, содержат битум.
[0029] Жидкие углеводороды, поступающие по трубопроводу 4, смешивают с отбензиненным абсорбционным маслом 13 в качестве разбавителя в емкости 14 для снижения вязкости жидких углеводородов, облегчая, таким образом, их транспортировку на нефтеперерабатывающий завод для конечной переработки в полезные углеводородные продукты. Когда жидким углеводородом является битум, получают разбавленный поток 15, известный как разбавленный битум. Отбензиненное абсорбционное масло 13 может быть любым углеводородом или смесью углеводородов, способных разбавлять жидкие углеводороды 4, предпочтительно, когда содержание серы является низким. Предпочтительные масла включают отбензиненное абсорбционное масло, нафту, керосин, средние углеводороды, бензин, реактивное топливо, авиационный керосин, дизельное топливо и их смеси. Один возможный выбор для отбензиненного абсорбционного масла - крекинг-лигроин или FCC-лигроин с точкой кипения в диапазоне примерно от 35°С до 230°С.
[0030] Отделенные газообразные компоненты 3 включают углеводородный топливный газ и серные загрязнители, например меркаптаны, сероводород, сернистый карбонил и сероуглерод. Этот топливный газ, загрязненный серой, дополнительно обрабатывают в емкости 40 для селективной абсорбции или поглощения меркаптанов по сероводороду. Это достигается с помощью тощего масла 6, которое может иметь тот же состав, что и отбензиненное абсорбционное масло 13, используемое для разбавления жидких углеводородов. Контактная емкость 40 может быть сборкой, состоящей из абсорбционной колонны газ-жидкость и последующей отпарной ректификационной колонны, или может быть дистилляционной колонной с нагревателем и обратным охладителем для достижения желательного отделения меркаптанов от сероводорода. Переработанный насыщенный абсорбент 8, как описано ниже более подробно, также может быть использован в дополнение к абсорбционному маслу 6. Насыщенный абсорбент, содержащий меркаптаны, удаляют по линии 7, где весь объем или его часть может быть использован в качестве разбавителя 16, чтобы уменьшить вязкость жидких углеводородов в процессе обработки 14. В этом случае меркаптаны вместе с разбавленными углеводородами и жидкими углеводородами транспортируются на нефтеперерабатывающий завод, где меркаптаны, в конечном счете, удаляются из углеводородов с использованием известных способов обработки.
[0031] Кроме того, весь насыщенный абсорбент 7 или его часть может быть дополнительно обработан на месте для удаления и преобразования меркаптанов в дисульфидные масла в процессе 17, позволяя, таким образом, регенерировать или рециркулировать насыщенный абсорбент, который можно использовать в контакторе 40 для поглощения меркаптанов из газовых компонентов. Процесс 17 предпочтительно включает контакт насыщенного абсорбента 7 с раствором каустика 18, с помощью которого меркаптаны преобразуются в меркаптиды, которые остаются в растворе каустика. Отработанный каустик отделяется от регенерированного абсорбционного масла, которое удаляется по трубопроводу 8. Отделенный отработанный каустик 20 смешивают с газом, содержащим кислород, например с воздухом, и направляют по линии 19 в сосуд 25, где происходит реакция окисления в присутствии катализатора для преобразования меркаптидов для получения дисульфидного масла (DSO) и формирования регенерированного раствора каустика. DSO отделяется от регенерированного раствора каустика и удаляется по линии 27 для дальнейшей переработки или для повторного смешивания с разбавленным битумом. Регенерированный каустик удаляют по линии рециркуляции 26, и он может быть смешан с каустиком в линии 18.
[0032] Топливный газ с низким содержанием меркаптанов, но с высоким содержанием сероводорода удаляется из процесса 40 по линии 5 и передается на обработку 10, где сероводород превращается в элементарную серу, которая удаляется по линии 12 для преобразования и удаления сероводорода с получением не содержащего серы топливного газа, который может быть использован для различных процессов, причем топливный газ удаляется по трубопроводу 11. Один такой способ включает использование жидкостно-газового контактора, в котором раствор каустика вводят в контакт с топливным газом и сероводородом для извлечения сероводорода. Кислый или отработанный каустик затем обрабатывается в биореакторе для получения регенерированного раствора каустика, который может быть смешан со свежим каустиком для обработки топливного газа и сероводорода. Кроме того, в процессе 10 может быть использована реакция Клауса или модифицированная реакция Клауса, в которой сероводород поглощается углеводородом и диоксид серы (SO2) используется в качестве окислителя для преобразования H2S в элементарную серу. Элементарная сера растворяется в полученном растворе углеводородов и воды, что исключает циркуляцию твердых веществ в оборудовании высокого давления. Сера затем кристаллизуется и выводится из процесса с использованием оборудования, предназначенного для обработки твердых веществ, в то время как остальная часть процесса остается свободной от твердых частиц.
[0033] Третий и предпочтительный способ удаления сероводорода из топливного газа включает контакт топливного газа, загрязненного I3/4S, с жидким окислительно-восстановительным катализатором 9 и воздухом 30, чтобы получить обессеренный топливный газ 11 и элементарную серу 12. Независимо от используемого процесса обессеренный топливный газ наиболее предпочтительно использовать в качестве горючего газа для нагрева других рабочих устройств на месте, более конкретно для получения пара, который используется на месте для извлечения жидких углеводородов из углеводородного месторождения.
[0034] В настоящем описании соединения меркаптанов включают метилмеркаптан, этилмеркаптан, n-пропил, изопропил меркаптан, n-бутил меркаптан, тиофенол и меркаптаны с более высокой молекулярной массой. Соединения меркаптанов часто обозначены символом RSH, где R является нормальным или разветвленным алкилом или арилом. Конкретные типы меркаптанов, которые могут присутствовать в потоке газа и могут быть превращены в дисульфиды с помощью процесса окисления по настоящему изобретению, будут включать метилмеркаптан, этилмеркаптан, пропилмеркаптан, бутилмеркаптан, пентилмеркаптан и т.д.
[0035] Процесс обработки 17 для удаления меркаптанов из насыщенных абсорбентов предпочтительно использует раствор обрабатывающей жидкости, содержащей гидроксид щелочного металла. Уровень меркаптана в насыщенном абсорбенте может изменяться в диапазоне примерно от 10 до 10000 массовых частей на миллион в расчете на массу насыщенного абсорбента. Хотя приведенное выше описание направлено на способ обработки с использованием двухфазного обрабатывающего раствора при отсутствии кислорода, другой подход может заключаться в использовании водного раствора для обработки в сочетании с добавлением кислородсодержащего газа, что приведет к тому, что меркаптаны в углеводородном сырье окисляются до дисульфидных масел, которые остаются в углеводородной фазе. Обрабатывающий раствор может быть получен путем добавления катализатора фталоцианина металла с водным раствором гидроксида щелочного металла.
[0036] Вышеизложенное описание конкретных вариантов осуществления достаточно полно раскрывает общий характер изобретения, и квалифицированные специалисты в данной области могут легко модифицировать и/или адаптировать для различного применения такие конкретные варианты, не отходя от общей концепции изобретения, и, следовательно, такие модификации находятся в рамках смысла и диапазона раскрытых вариантов осуществления. Следует понимать, что фразеология или терминология предназначена для цели лучшего понимания описания, а не для ограничения объектов, охваченных такими терминами.
[0037] Средства, материалы и стадии для выполнения различных описанных функций могут принимать различные альтернативные формы, не выходя из сущности изобретения. Таким образом, термины "средства к…" и "средства для …" или любая стадия способа могут быть найдены в описании или в формуле изобретения с последующим функциональным заявлением, которое предназначено определить и охватить все структурные, физические, химические или электрические элементы или конструкции или любую стадию способа, которая может существовать в настоящее время или в будущем и которая осуществляет указанную функцию или не точно соответствует варианту или вариантам воплощения, раскрытым в описании выше, то есть могут быть использованы другие средства или стадии выполнения той же функции и предполагается, что такие выражения приведены в их широкой интерпретации в терминах приложенной формулы изобретения.

Claims (36)

1. Способ обработки углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, содержащий:
(a) получение смеси жидких углеводородов и газообразных компонентов, полученных из углеводородного месторождения, в котором газообразные компоненты содержат сероводород и меркаптаны;
(b) выделение жидких углеводородов из газообразных компонентов;
(c) контакт газообразных компонентов с отбензиненным абсорбционным маслом, в результате чего меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом и формируют насыщенное абсорбционное масло;
(d) выделение газообразного продукта, содержащего сероводород, из насыщенного абсорбционного масла;
(e) обработку газообразного продукта для удаления сероводорода с получением обедненного топливного газа; и
(f) обработку жидких углеводородов, полученных на стадии (b), путем смешивания с отбензиненным абсорбционным маслом,
насыщенным абсорбционным маслом,
смесью насыщенного и тощего абсорбционного масла,
эквивалентным углеводородом,
или с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды, и насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d), для снижения вязкости перед транспортировкой на нефтеперерабатывающий завод для переработки.
2. Способ по п. 1, где смесь жидких углеводородов и газообразных компонентов получается с помощью процесса гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD).
3. Способ по п. 1, в котором жидкие углеводороды включают битум.
4. Способ по п. 1, в котором обработка жидких углеводородов на стадии (f) включает смешивание жидких углеводородов с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды.
5. Способ по п. 1, в котором обработка жидких углеводородов на стадии (f) включает смешивание жидких углеводородов с насыщенным абсорбционным маслом из стадии (d).
6. Способ по п. 1, в котором обработка жидких углеводородов на стадии (f) включает смешивание жидких углеводородов с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды, и насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d).
7. Способ по п. 1, в котором обработка газообразного продукта со стадии (d) включает контакт газообразного продукта с жидким раствором в газожидкостном контакторе, чтобы преобразовать сероводород в элементарную серу.
8. Способ по п. 1, в котором обработка газообразного продукта со стадии (d) включает контакт газообразного продукта с жидким раствором в газожидкостном контакторе с последующей реакцией окисления для преобразования сероводорода в элементарную серу.
9. Способ по п. 1, в котором насыщенное абсорбционное масло со стадии (d) входит в контакт с каустиком, чтобы удалить меркаптаны и сформировать регенерированное абсорбционное масло, в котором меркаптаны преобразуются в меркаптиды и вводятся в раствор каустика, чтобы сформировать отработанный каустик.
10. Способ по п. 9, в котором насыщенное абсорбционное масло входит в контакт с газообразными компонентами со стадии (с) для удаления меркаптанов из газовых компонентов.
11. Способ по п. 9, в котором насыщенное абсорбционное масло добавляется в жидкие углеводороды со стадии (f), чтобы уменьшить вязкость жидких углеводородов.
12. Способ по п. 9, дополнительно содержащий регенерацию отработанного каустика путем:
(а) смешивания отработанного каустика с газом, содержащим кислород;
(b) окисления отработанного каустика с использованием катализатора с образованием регенерированного каустика, в результате чего меркаптиды в отработанном каустике окисляются до дисульфидного масла; и
(c) выделения регенерированного каустика из дисульфидного масла и переработки регенерированного каустика для контакта с насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d) п. 1.
13. Способ по п. 1, в котором контакт на стадии (с) включает контакт газообразных компонентов в ректификационной колонне с отбензиненным абсорбционным маслом и дистилляцию с образованием насыщенных кубовых остатков и дистиллята меркаптана, содержащего топливный газ и сероводород.
14. Способ по п. 1, в котором контакт на стадии (с) включает контакт газообразных компонентов в противотоке жидкости и газа абсорбционной колонны низкого давления с отбензиненным абсорбционным маслом.
15. Способ по п. 14, дополнительно содержащий ректификацию для удаления остаточного сероводорода из насыщенного абсорбционного масла.
16. Способ обработки углеводородов, полученных на месте из нефтеносных песков с использованием процесса SADG, включающий стадии:
(a) отделение битума от газообразных компонентов, в котором газообразные компоненты включают углеводороды, сероводород и меркаптаны;
(b) смешивание битума с достаточным количеством углеводородного разбавителя или с насыщенным регенерированым маслом с образованием разбавленного битума;
(c) контакт газообразных компонентов, отделенных на стадии (а), с отбензиненным абсорбционным маслом в противотоке колонны жидкость-газ, в результате чего меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом, образуя насыщенное масло, и где регенерируется газообразный продукт с низким содержанием меркаптана; и
(d) обработку газообразного продукта с низким содержанием меркаптана водным раствором с жидким окислительно-восстановительным катализатором для окисления сероводорода до элементарной серы с получением топливного газа, не содержащего серы.
17. Способ по п. 16, в котором насыщенное регенерированное масло смешивают с битумом для формирования разбавленного битума.
18. Способ по п. 16, в котором дополнительно насыщенное масло обрабатывают каустиком, чтобы удалить меркаптаны и сформировать регенерированное масло, которое рециркулируют и используют на стадии (с).
19. Способ по п. 18, в котором отработанный каустик, содержащий меркаптаны, извлеченные из регенерированного насыщенного масла, смешивают с газом, содержащим кислород, затем окисляют с использованием катализатора с образованием регенерированного каустика, в результате чего меркаптиды в отработанном каустике окисляются до дисульфидных масел, которые отделяются от регенерированного каустика, и в котором регенерированный каустик возвращают в процесс для обработки насыщенного абсорбционного масла.
RU2015125643A 2012-11-29 2013-11-27 Способ обработки углеводородов RU2612808C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/688,665 US8815083B2 (en) 2012-11-29 2012-11-29 Treating sulfur containing hydrocarbons recovered from hydrocarbonaceous deposits
US13/688,665 2012-11-29
PCT/US2013/072190 WO2014085559A1 (en) 2012-11-29 2013-11-27 Treating sulfur containing hydrocarbons recovered from hydrocarbonaceous deposits

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015125643A RU2015125643A (ru) 2017-01-10
RU2612808C2 true RU2612808C2 (ru) 2017-03-13

Family

ID=49780388

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015125643A RU2612808C2 (ru) 2012-11-29 2013-11-27 Способ обработки углеводородов

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8815083B2 (ru)
EP (1) EP2925960A1 (ru)
JP (1) JP6186005B2 (ru)
CN (1) CN104884735B (ru)
BR (1) BR112015012595B1 (ru)
HK (1) HK1210247A1 (ru)
RU (1) RU2612808C2 (ru)
TW (1) TWI509062B (ru)
WO (1) WO2014085559A1 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9708196B2 (en) 2013-02-22 2017-07-18 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US11440815B2 (en) 2013-02-22 2022-09-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US9364773B2 (en) 2013-02-22 2016-06-14 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
CA2843041C (en) 2013-02-22 2017-06-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
CA2851803A1 (en) * 2013-05-13 2014-11-13 Kelly M. Bell Process and system for treating oil sands produced gases and liquids
CN110573232A (zh) * 2017-05-12 2019-12-13 株式会社可乐丽 含硫化合物去除装置和含硫化合物去除方法
US11097219B2 (en) * 2018-03-31 2021-08-24 Uop Llc Thermal swing adsorption process with purification
US11198107B2 (en) 2019-09-05 2021-12-14 Visionary Fiber Technologies, Inc. Conduit contactor and method of using the same
US12084615B2 (en) * 2021-09-13 2024-09-10 GAPS Technology, LLC. Chemical compositions and in-situ methods of using same for remediating sulfur-containing compositions and other contaminants in fluids being extracted from the earth

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA001665B1 (ru) * 1997-10-15 2001-06-25 Юнипьюр Корпорейшн Способ повышения качества тяжелой сырой нефти
WO2006024030A2 (en) * 2004-08-24 2006-03-02 Advanced Extraction Technologies, Inc. Combined use of external and internal solvents in processing gases containing light, medium and heavy components
US20070125686A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 Changbo Zheng Method for processing oil sand bitumen
EA009588B1 (ru) * 2002-11-28 2008-02-28 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления из газовых потоков серосодержащих соединений, в том числе сероводорода и меркаптанов
WO2009097217A1 (en) * 2008-01-30 2009-08-06 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
EA200970240A1 (ru) * 2006-08-31 2009-08-28 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Системы растворителей серы на углеводородной основе и способы
EA012853B1 (ru) * 2003-05-28 2009-12-30 Уде Гмбх Способ удаления кислотных газов из находящегося под давлением природного газа, загрязнённого соединениями кислотных газов, и получение извлеченных кислотных газов при повышенном уровне давления
RU2011117323A (ru) * 2008-10-06 2012-11-20 Уде Гмбх (De) Способ удаления серы

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2431770A (en) 1943-12-31 1947-12-02 Standard Oil Co Sweetening process
US4169506A (en) 1977-07-15 1979-10-02 Standard Oil Company (Indiana) In situ retorting of oil shale and energy recovery
US4238462A (en) 1978-01-31 1980-12-09 Air Resources, Inc. Autocirculation process and apparatus
FR2537012B1 (fr) * 1982-12-02 1988-07-08 Elf Aquitaine Procede pour l'elimination des mercaptans contenus dans des gaz
US5160714A (en) 1991-04-08 1992-11-03 Ari Technologies, Inc. Continuous autocirculation, multiple zone mass transfer apparatus and method
AU5118899A (en) * 1998-07-21 2000-02-14 Crystatech Inc. Improved regeneration method for process which removes hydrogen sulfide from gasstreams
DE19933301A1 (de) * 1999-07-15 2001-01-18 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Mercaptanen aus Fluidströmen
US6565740B2 (en) * 2001-03-26 2003-05-20 Council Of Scientific And Industrial Research Process for sweetening of LPG, light petroleum distillates by liquid-liquid extraction using metal phthalocyanine sulphonamide catalyst
US20080017372A1 (en) 2006-07-21 2008-01-24 Paramount Resources Ltd. In situ process to recover heavy oil and bitumen
WO2009020473A1 (en) * 2007-08-09 2009-02-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for fuel gas treatment with total sulfur removal and olefin saturation
US8597501B2 (en) 2010-06-30 2013-12-03 Uop Llc Process for removing one or more sulfur compounds from a stream
US9169443B2 (en) * 2011-04-20 2015-10-27 Expander Energy Inc. Process for heavy oil and bitumen upgrading

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA001665B1 (ru) * 1997-10-15 2001-06-25 Юнипьюр Корпорейшн Способ повышения качества тяжелой сырой нефти
EA009588B1 (ru) * 2002-11-28 2008-02-28 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления из газовых потоков серосодержащих соединений, в том числе сероводорода и меркаптанов
EA012853B1 (ru) * 2003-05-28 2009-12-30 Уде Гмбх Способ удаления кислотных газов из находящегося под давлением природного газа, загрязнённого соединениями кислотных газов, и получение извлеченных кислотных газов при повышенном уровне давления
WO2006024030A2 (en) * 2004-08-24 2006-03-02 Advanced Extraction Technologies, Inc. Combined use of external and internal solvents in processing gases containing light, medium and heavy components
US20070125686A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 Changbo Zheng Method for processing oil sand bitumen
EA200970240A1 (ru) * 2006-08-31 2009-08-28 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Системы растворителей серы на углеводородной основе и способы
WO2009097217A1 (en) * 2008-01-30 2009-08-06 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
RU2011117323A (ru) * 2008-10-06 2012-11-20 Уде Гмбх (De) Способ удаления серы

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ЕА 200970240 А1, 28.08.2009, С.8. *
С.8. *

Also Published As

Publication number Publication date
CN104884735B (zh) 2017-05-10
US20140144811A1 (en) 2014-05-29
TW201435075A (zh) 2014-09-16
WO2014085559A1 (en) 2014-06-05
TWI509062B (zh) 2015-11-21
US8815083B2 (en) 2014-08-26
CN104884735A (zh) 2015-09-02
BR112015012595A2 (pt) 2017-07-11
BR112015012595B1 (pt) 2021-08-31
HK1210247A1 (en) 2016-04-15
EP2925960A1 (en) 2015-10-07
RU2015125643A (ru) 2017-01-10
JP2016507595A (ja) 2016-03-10
JP6186005B2 (ja) 2017-08-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2612808C2 (ru) Способ обработки углеводородов
RU2494233C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа
MX2009001431A (es) Metodos para producir combustible y/o gas.
BRPI0620498A2 (pt) processos de separação e de quebra de emulsão
AU2016223189B2 (en) Method for removing mercury from crude oil
US10316257B2 (en) System for the treatment of mercaptan contaminated hydrocarbon streams
AU2014415242B2 (en) Process for removing metal naphthenate from crude hydrocarbon mixtures
GB2471862A (en) Extracting and upgrading heavy hydrocarbons using supercritical carbon dioxide
NL8105848A (nl) Werkwijze voor de kwaliteitsverbetering van koolwaterstofhoudende olien met een water bevattende vloeistof.
RU2494239C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа
US20110114331A1 (en) Systems and methods for producing oil and/or gas
JPS6345851B2 (ru)
RU2498055C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа
RU2525406C2 (ru) Система и способ добычи нефти и/или газа
WO2016028192A1 (en) Raw hydrocarbon refining plant for northern regions
HU181507B (en) Process for the elimination of acid traces from liquid hydrocarbons
KR20240155050A (ko) 폐플라스틱 열분해유로부터 정제 탄화수소의 제조 방법 및 제조 시스템
US9523047B2 (en) Apparatuses and methods for treating mercaptans
JP2006089659A (ja) ナフサ留分の精製方法及びナフサ留分を精製する抽出溶剤