RU2666543C1 - Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation - Google Patents
Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2666543C1 RU2666543C1 RU2017119383A RU2017119383A RU2666543C1 RU 2666543 C1 RU2666543 C1 RU 2666543C1 RU 2017119383 A RU2017119383 A RU 2017119383A RU 2017119383 A RU2017119383 A RU 2017119383A RU 2666543 C1 RU2666543 C1 RU 2666543C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- column
- nozzle
- separator
- hydrogen sulfide
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 title 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M hydrogensulfate Chemical group OS([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M 0.000 title 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 79
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 12
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000053 physical method Methods 0.000 abstract description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 abstract 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical class CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 210000000540 fraction c Anatomy 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J10/00—Chemical processes in general for reacting liquid with gaseous media other than in the presence of solid particles, or apparatus specially adapted therefor
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области подготовки нефти, а именно к способам, обеспечивающим снижение давления насыщенных паров и очистку нефти от сероводорода физическими методами. Изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности непосредственно в процессах первичной подготовки нефти в составе установок комплексной подготовки нефти (УКПН) при подготовке сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и других газов.The invention relates to the field of oil preparation, and in particular to methods for reducing saturated vapor pressure and purifying oil from hydrogen sulfide by physical methods. The invention can be used in the oil and gas industry directly in the primary oil preparation processes as part of integrated oil treatment plants (UKPN) in the preparation of hydrogen sulfide-containing oils and gas condensates with a high content of hydrogen sulfide and other gases.
В технологическом процессе подготовки нефти ее подвергают стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана), а также сероводорода, с целью сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования. Содержащиеся в составе подготавливаемой нефти сероводород и легкие меркаптаны, являются высокотоксичными и коррозионноактивными компонентами в связи с чем подлежат удалению.In the technological process of oil preparation it is subjected to stabilization, i.e. removal of low molecular weight hydrocarbons (methane, ethane and propane), as well as hydrogen sulfide, in order to reduce evaporation losses and improve transportation conditions. The hydrogen sulfide and light mercaptans contained in the oil being prepared are highly toxic and corrosive components and must therefore be removed.
Удаление их основного количества производится на стадиях сепарации и стабилизации совместно с попутными газами С1÷С4, которые подвергают очистке на газоперерабатывающих заводах. Остаточное содержание сероводорода (H2S) и суммы метил- и этилмеркаптанов (C1SH и C2SH) в нефти не должно превышать соответственно 20 и 40 ppm для первого вида и 100 и 100 ppm для нефти второго вида по ГОСТ 31378-2009.Their main quantity is removed at the stages of separation and stabilization together with associated gases С 1 ÷ С 4 , which are subjected to purification at gas processing plants. The residual content of hydrogen sulfide (H 2 S) and the sum of methyl and ethyl mercaptans (C 1 SH and C 2 SH) in oil should not exceed 20 and 40 ppm for the first type, respectively, and 100 and 100 ppm for the second type of oil according to GOST 31378-2009 .
Известен способ подготовки нефти (RU №2557002 20.07.2015 C10G 7/00, C10G 33/00), включающий предварительную сепарацию, блок обезвоживания, обессоливания и концевую сепарацию с использованием колонны с насадкой АВР, и рибойлера, обеспечивающего нагрев и поддержание давления в колонне. Рибойлер предполагает мягкий нагрев подготавливаемой нефти за счет использования промежуточного теплоносителя, что не приводит к образованию вторичного сероводорода, однако применение такого способа нагрева нефти требует дополнительных затрат, не всегда оправданных в процессах подготовки нефти.A known method for the preparation of oil (RU No. 2557002 07/20/2015 C10G 7/00, C10G 33/00), including pre-separation, dewatering, desalination and end separation using a column with an ABP nozzle, and a riboilera, which provides heating and pressure maintenance in the column . The riboiler involves soft heating of the oil being prepared through the use of an intermediate heat carrier, which does not lead to the formation of secondary hydrogen sulfide, however, the use of this method of heating oil requires additional costs that are not always justified in oil preparation processes.
Известна установка очистки нефти (варианты) (ПМ RU №56207 10.09.2006 B01D 17/00) включающая в себя колонну отдувки газом, буферную емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор реакционной смеси. Основное количество (до 80-95%) сероводорода в этой установке удаляется в колонне отдувки, а доочистка нефти до норм ГОСТ 31378-2009 по сероводороду и меркаптанам, производится в реакторах окисления. Недостатками данной установки являются потери химических реагентов с нефтью, необходимость регенерации реагента и строительство очистных сооружений.A known installation for oil refining (options) (PM RU No. 56207 09/10/2006 B01D 17/00) includes a gas stripping column, a buffer tank, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous-alkaline solution of an oxidation catalyst and an oxidative oil refining unit, a device for mixing air with oil, an oxidation reactor and a separator tank of the reaction mixture. The main amount (up to 80-95%) of hydrogen sulfide in this unit is removed in the blow-off column, and the post-treatment of oil to the standards GOST 31378-2009 for hydrogen sulfide and mercaptans is carried out in oxidation reactors. The disadvantages of this installation are the loss of chemical reagents with oil, the need for regeneration of the reagent and the construction of treatment facilities.
Наиболее близким к предложенному является способ и устройство подготовки нефти (Я.Г. Соркин. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды М.: Химия, 1975 стр. 113-115). Способ заключающийся в том, что нефть поступает для сепарации в колонну с последующим нагревом в печи. Устройство состоит из колонны, трубчатой печи, конденсатора углеводородов и блока рекуперационных теплообменников. Недостатком данного способа является образование в товарной нефти вторичного сероводорода и меркаптанов в результате термического разложения более тяжелых сераорганических соединений. Данный процесс является следствием того, что пристенный слой нефти в трубах змеевика печи, при технологических скоростях прохождения нефти через печь, образует ламинарный подслой с низкой скоростью движения, который перегревается, и при средней температуре в нефти 120°С, в тонком пристенном слое температура достигает 200°С-300°С и более. Данные температурные значения обеспечивают разложение серосодержащих компонентов нефти с выделением сероводорода. Недостатком устройства является наличие дополнительных аппаратов в виде конденсатора углеводородов и блока рекуперационных теплообменников установка которых требуют дополнительных затрат.Closest to the proposed method and device for the preparation of oil (Ya. G. Sorkin. Features of the processing of sulfur oils and environmental protection M .: Chemistry, 1975, pp. 113-115). The method consists in the fact that the oil is fed for separation into a column, followed by heating in a furnace. The device consists of a column, a tube furnace, a hydrocarbon condenser and a recovery heat exchanger unit. The disadvantage of this method is the formation in marketable oil of secondary hydrogen sulfide and mercaptans as a result of thermal decomposition of heavier organo-sulfur compounds. This process is a consequence of the fact that the wall layer of oil in the pipes of the furnace coil, at technological speeds of oil passage through the furnace, forms a laminar sublayer with a low speed of movement, which overheats, and at an average temperature in oil of 120 ° C, in a thin wall layer the temperature reaches 200 ° C-300 ° C and more. These temperature values provide the decomposition of sulfur-containing oil components with the release of hydrogen sulfide. The disadvantage of this device is the presence of additional devices in the form of a hydrocarbon condenser and a block of recovery heat exchangers, the installation of which require additional costs.
Технической задачей, на решение которой направленно изобретение, является повышение эффективности процесса подготовки нефти до второго вида, с содержанием сероводорода до 100 ppm, и минимизации дополнительных затрат.The technical problem to which the invention is directed is to increase the efficiency of the oil preparation process to the second type, with a hydrogen sulfide content of up to 100 ppm, and minimize additional costs.
Технический результат достигается тем, что в способе снижения образования вторичного сероводорода при подготовке нефти, заключающемся в подаче нефти в колонну снабженную насадкой АВР и ее сепарации, новым является то, что нефть при сепарации дополнительно обогащается сконденсировавшимися парами воды и фракциями С3-С5 при ее прохождении через куб колонны, чем обеспечивает себе последующий мягкий нагрев, при перекачивании ее в трубчатую печь, а затем в сепаратор, где происходит разделение на два потока, один из которых в виде паров возвращается в колонну с насадкой АВР, где пары противотоком к подаваемой нефти поднимаются вверх колонны, разогревая поток нефти. Устройство для осуществления способа снижения образования вторичного сероводорода при подготовке нефти, содержащее колонну, трубчатую печь, дополнительно снабжено сепаратором, причем сепаратор соединен через поток паров с колонной, а колонна снабжена насадкой АВР.The technical result is achieved by the fact that in the method of reducing the formation of secondary hydrogen sulfide during oil preparation, which consists in supplying oil to a column equipped with an ABP nozzle and its separation, the novelty is that the oil during separation is additionally enriched with condensed water vapor and C 3 -C 5 fractions at it passes through the cube of the column, which ensures the subsequent soft heating, when pumping it into a tubular furnace, and then into the separator, where there is a separation into two streams, one of which in the form of vapor return It is pressed into the column with the ABP nozzle, where the vapors countercurrent to the supplied oil rise up the columns, heating the oil flow. A device for implementing a method of reducing the formation of secondary hydrogen sulfide in the preparation of oil, containing a column, a tubular furnace, is additionally equipped with a separator, the separator being connected through a vapor stream to the column, and the column is equipped with an ABP nozzle.
Осуществление обогащения нефти сконденсировавшимися парами воды, фракциями С3-С5 расширяет возможности использования трубчатых печей, т.к. легкокипящие компоненты соприкасаясь с нагревательным элементом печи вскипают и постоянно разрушают ламинарный подслой, за счет теплоты фазового перехода жидкость-газ, способствует снижению температуры нефти у внутренней стенки змеевика трубчатой печи и снижает образование вторичного сероводорода в подогреваемой нефти.The implementation of oil enrichment with condensed water vapor, fractions C 3 -C 5 expands the possibilities of using tube furnaces, as in contact with the heating element of the furnace, low-boiling components boil and constantly destroy the laminar sublayer, due to the heat of the liquid-gas phase transition, helps to lower the oil temperature at the inner wall of the tube furnace coil and reduces the formation of secondary hydrogen sulfide in heated oil.
Снабжение устройства сепаратором и использование насадки АВР в колонне позволяет снизить содержание сероводорода в подготовленной нефти до значений менее 100 ppm, а также увеличить объем подготавливаемой нефти за счет сохранения в ней части фракции С3 и основной объем фракций С4-С5.Supplying the device with a separator and using the ABP nozzle in the column allows reducing the hydrogen sulfide content in the prepared oil to values less than 100 ppm, as well as increasing the volume of oil being prepared by keeping part of the C 3 fraction and the main volume of C 4 -C 5 fractions in it.
Изобретение поясняется графически на Фиг. 1, изображено устройство подготовки нефти.The invention is illustrated graphically in FIG. 1, an oil preparation device is shown.
Устройство содержит колонну с насадкой АВР 1, трубчатую печь 2 и сепаратор 3.The device comprises a column with a
Способ снижения образования вторичного сероводорода при подготовке нефти реализуется устройством следующим образом. В верх колонны с насадкой АВР 1 подается обессоленная нефть с содержанием воды от 0,2 до 0,5% при температуре 45-60°С, которая самотеком проходя через насадку АВР спускается в низ колонны 1, и затем перекачивается в трубчатую печь 2, в которой проходит со скоростью, необходимой для подогрева до 90-130°С и перетекает в сепаратор 3, где разделяется на два потока, один из которых, в виде паров возвращается в колонну снабженную насадкой АВР 1, а второй в виде подготовленной нефти второго вида, направляется в резервуар с товарной нефтью. Технологический режим, обеспеченный реализацией настоящего изобретения, предполагает постепенное накопление паров воды и фракции С3-С5 в кубе колонны с насадкой АВР 1, которые смешиваются с поступающей на подготовку нефтью и выпариваются в трубчатой печи 2 так, что со временем, после нескольких циклов, в потоке нефти направляемом из колонны с насадкой АВР 1 в трубчатую печь 2 концентрация воды доходит до 1,5÷2%, а в потоке из сепаратора 3 в колонну снабженную насадкой АВР 1 до 10÷20%, при этом в данном потоке, в колонну снабженную насадкой АВР 1 из сепаратора 3 выводятся фракции С3-С5 в концентрации 30-40% и сероводород, которые противотоком к потоку нефти, подаваемому на подготовку через насадку АВР поднимаются вверх колонны 1, разогревают поток нефти, подаваемой на подготовку. В процессе прохождения через насадку АВР вода и часть фракции С3-С5 конденсируются и остаются в колонне с насадкой АВР 1, а сероводород, фракция С2, большая часть фракции С3 и малая часть фракций С4-С5 уходят через верх колонны с насадкой АВР 1. Таким образом, создается технологический режим, обеспечивающий накопление паров воды фракций С3-С5 до уровня, необходимого для очистки нефти от H2S при давлении пара порядка 2÷4,5 атмосферы.A method of reducing the formation of secondary hydrogen sulfide in the preparation of oil is implemented by the device as follows. Desalted oil with a water content of 0.2 to 0.5% is supplied to the top of the column with
Эффективность предлагаемого изобретения определялась расчетным методом в программе для ЭВМ HYSYS. Расчеты показали, что при равных начальных условиях по составу нефти направляемой на подготовку, в количестве 587 т/ч, температуре потока нефти 50°С, давлении 5,3 кг/см2 и начальному содержанию сероводорода 175 ppm на входе в колонну снабженную насадкой АВР 1 предлагаемый способ по отношению к способу взятому за прототип позволяет обеспечивать ту же производительность по товарной нефти второй группы, но при этом циркуляционная часть процесса уменьшается с 1000 до 587 т/ч, температура куба колонны 1 понижается со 135 до 83,2°С, доля легкокипящих фракций С3-С5 и воды в нефти, идущей и разрушающей пристенный ламинарный перегревающийся подслой нефти в трубчатой печи 2 увеличивается в три раза с 0,04 до 0,12, количество сероводорода снижается с 15 до 12 ppm. При этом средняя молекулярная масса отходящих газов с верха колонны 1 незначительно, но снижается с 41 до 40,9 г/моль, а количество отходящих газов снижается с 2,18 до 2,006 т/ч, а это означает, что большая часть легких бензинов остается в нефти. Расчеты содержания сероводорода, воды, и фракций C2÷C5 в потоках устройства для осуществления способа снижения образования вторичного сероводорода при подготовке нефти представлены в Табл.The effectiveness of the invention was determined by the calculation method in a computer program HYSYS. The calculations showed that under equal initial conditions for the composition of the oil sent to the preparation, in an amount of 587 t / h, oil flow temperature of 50 ° C, a pressure of 5.3 kg / cm 2 and an initial hydrogen sulfide content of 175 ppm at the inlet to the column equipped with an
Очевидно, что снижение образования вторичного сероводорода при подготовке нефти происходит за счет накопления легкокипящей фракции и конденсата воды в нефти, поступающей в печь, с дальнейшим разделением в сепараторе и возвратом в колонну испарившейся воды и легкокипящей фракции, используемой для мягкого нагрева нисходящего потока нефти и извлечения в режиме мягкой отпарки сероводорода в колонне с насадкой АВР. Эксперименты, проведенные нами, показали, что после подогрева нефти с начальным содержанием сероводорода 50 и 175 ppm в трубчатой печи до 125°С, происходит увеличение содержания сероводорода на 25÷35 ppm, что уже не позволяет относить нефть к первому виду. Полученные результаты позволяют утверждать, что предложенный способ позволяет получить товарную нефть второй группы при прямом нагреве в трубчатой печи за счет снижения образования вторичного сероводорода благодаря накоплению легкокипящих фракций и конденсата воды в нефти.Obviously, the decrease in the formation of secondary hydrogen sulfide during oil preparation occurs due to the accumulation of low boiling fraction and condensate of water in the oil entering the furnace, with further separation in the separator and returning to the column of evaporated water and low boiling fraction used for soft heating of the downward flow of oil and recovery in the mode of soft stripping of hydrogen sulfide in a column with an ABP nozzle. The experiments conducted by us showed that after heating oil with an initial hydrogen sulfide content of 50 and 175 ppm in a tube furnace to 125 ° C, an increase in the hydrogen sulfide content by 25 ÷ 35 ppm occurs, which does not allow attributing oil to the first type. The results obtained suggest that the proposed method allows to obtain marketable oil of the second group by direct heating in a tubular furnace by reducing the formation of secondary hydrogen sulfide due to the accumulation of low-boiling fractions and water condensate in the oil.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017119383A RU2666543C1 (en) | 2017-06-01 | 2017-06-01 | Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017119383A RU2666543C1 (en) | 2017-06-01 | 2017-06-01 | Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2666543C1 true RU2666543C1 (en) | 2018-09-11 |
Family
ID=63580164
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017119383A RU2666543C1 (en) | 2017-06-01 | 2017-06-01 | Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2666543C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU56207U1 (en) * | 2006-04-28 | 2006-09-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) |
| RU2412228C1 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Procedure for refinement of oil from hydrogen sulphide |
| RU2425090C1 (en) * | 2010-01-25 | 2011-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide |
| RU2478686C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
| RU2557002C1 (en) * | 2014-06-19 | 2015-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Method of oil preparation |
-
2017
- 2017-06-01 RU RU2017119383A patent/RU2666543C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU56207U1 (en) * | 2006-04-28 | 2006-09-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) |
| RU2412228C1 (en) * | 2009-08-05 | 2011-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Procedure for refinement of oil from hydrogen sulphide |
| RU2425090C1 (en) * | 2010-01-25 | 2011-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide |
| RU2478686C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
| RU2557002C1 (en) * | 2014-06-19 | 2015-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Method of oil preparation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8597501B2 (en) | Process for removing one or more sulfur compounds from a stream | |
| US9157032B2 (en) | Process for oxidizing one or more thiol compounds | |
| NO20130670A1 (en) | Procedure and apparatus for removing oxygen from amusement | |
| NO743735L (en) | ||
| EA014746B1 (en) | Configurations and methods for gas condensate separation from high-pressure hydrocarbon mixtures | |
| RU2556634C1 (en) | Method for treatment of hydrocarbon fractions from sulphur-containing compounds | |
| US20180170777A1 (en) | Process for oxidizing one or more thiol compounds and subsequent separation in a single vessel | |
| RU2478686C1 (en) | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| RU2666543C1 (en) | Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation | |
| US9283496B2 (en) | Process for separating at least one amine from one or more hydrocarbons, and apparatus relating thereto | |
| RU2557002C1 (en) | Method of oil preparation | |
| RU2409609C1 (en) | Method of stabilising hydrogen sulphide- and mercaptan-containing oil | |
| RU2756955C1 (en) | Method for purification of an ammonia-containing gas and production of anhydrous liquid ammonia | |
| RU2018132033A (en) | METHOD FOR PRODUCING HYDROCARBONS WITH 5-8 ATOMS OF CARBON AND ACID GASES FROM A FLUID OF A FLUID | |
| US2487184A (en) | Butadiene purification | |
| US3362891A (en) | Process and apparatus for separating acidic gas such as hydrogen sulfide and carbon dioxide from gaseous mixtures | |
| RU2586157C1 (en) | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide | |
| US10626333B2 (en) | Processes for sweetening a hydrocarbon stream | |
| US9393526B2 (en) | Process for removing one or more sulfur compounds and an apparatus relating thereto | |
| US10343987B2 (en) | Process for oxidizing one or more thiol compounds | |
| US9738837B2 (en) | Process and system for treating oil sands produced gases and liquids | |
| RU2621030C1 (en) | Method for purifying gasoline from sulfur impurities | |
| RU2784052C1 (en) | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol | |
| US20150328580A1 (en) | Process for treating a hydrocarbon stream and an apparatus relating thereto | |
| RU2733943C1 (en) | Method of oil cleaning from hydrogen sulphide |