|сО| SO
to Изобретение относитс к нефтеаобывающей промышпенности в частности к технологии транспортировани нефти, содержащей серовоцороц. По основному авт, св. КГа 85763О, известен способ транспортировани не ти, содержащей серовоцороц, включающи смешивание серовоцороцсоцерж.ащей неф ти с. обвоцненной нефтью, содержащей в вооной фазе ионы железа, и сепараци попутного газа из смеси нефтей fl 3 . Недостаток известного способа соотои . в том, что не обеспечиваетс необходима глубина нейтрапизашш сероводорода при слаботурбупентном иди ламинарном режиме движени смеси неф тей по промысловым трубопроводам. В промысловых трубопроводах не обеспеч ваетс эффективное перемешивание см& си нефтей при К1ачени х Рейнопьдса (Re) менее ЗООО, газ выдел етс в свободную фазу на конечных участках трубопроводов перед ступен ми сепара шш и основна часть (более 20%) с&роводорода остаетс в нефт ной фазе в свободном состо нии. Следствием этого вл етс низка эффективность процесса нейтрализации сероводорода и соответственно потери газа при тран портировании нефтей, так как загр зне ный сероводородом газ сжигаетс на факеле. Цель изобретени - повышение э фективности процесса очистки газа от сероводорода. Дл достижени цепи согласно способу , включающему смешивание сероводородсоцержащей нефти с обводненной нефтью содержащей в водной фазе ионы железа, и сепарацию газа из смеси не4 гей, отделившийс на концевом участке грубопрбвода газ пропускают через слой пцастовой воды, отделившейс от нефти в процессе ее транспортировани и содержащей ионы железа. Средн концентраци сероводорода э продукции скважин угленосного горизонт составл ет пор дка бООО г/1ОО нм. Содержание ионов железа в девонской воде составл ет пор дка 1ОО-15О мг/л Нейтрализаци сероводорода ионами железа протекает по следующей реакшт Fe3+2H . Реакци нейтрализации сероводорода ионами железа протекает нормально при эффективном перемешивании газа, со- , держащего сероводород, с высокообвод- ненной (более 50 %) нефтью в промыоловых трубопроводах в турбулентном режиме ( Re более 3000) при врем&ни перемешивани , не менее 20 мин. При слаботурбулентном ( Re менее 3000) в ламинарных режимах (Re менее 2300) движени жидкости в трубопроводах,, глубина очистки нефт ного газа от сероводорога на пор док ниже. Газ и плаетова вода при этом на концевых участках трубопровода раздел ютс в свободные фазы. При пропускании свободного газа через слой воды, отделившейс от нефти в технологических аппаратах (булитах и сепараторах) и содержащей ионы железа, основной объем сероводорода св зываетс ионами ж дера . Наиболее эффективно процесс нейт рализашш сероводорода в газе ионами жепеза пластовых вод осуществл етс при пропускании газа через слой воды вбулите или сепараторе через дис- пергатор. При этом реакци св зывани сероводорода ионами железа проте- , кает за считанные секунды (5-10 с). Газ, очищенный от сероводорода, пооле сепарации откачивают потребителю. П р и м е р 1, Из скважины, работающей на дожимную станцию, отбирают в герметизированные пробоотборники по 4 л высокообводненной девонской нефти с содержанием 72 % пластовой воды. В отобранные пробы нефти дозируют реагент-деэмульгатор (доуфакс) из расчета 60 г/т. Нефть с деэмульга- . тором перемешивают 120 мин на качалке при минимальных числах качани 30 качаний в минуту (моделируют слаботурбулентный режим движени жидкооти в трубопроводе) и став т ее на статический отстой дл отделени пластовой воды (30 мин). Содержание ионов железа в отдегсившейс воде составл ет 140-150 мг/л, рН пластовой воды 7,5 . Затем через нижний штуцер в слой девонской пластовой воды (толщина сло 80 см) пропускают сернистый газ с содержанием сероводорода пор дка 57ОО г/100 нм в виде отдельных струй через диспергатор. Врем промывки газа в пластовой воде, содержащей ионы жблеза, составл ет всего пор дка, 5.с. После сепарации в пробоотборнике газа из воды и нефти определ ют остаточное содержание сероводорода в газе, которое равно 0,2-0,4 г/100 нм (проив 1-2 г/100 нм по сравнению с известным способом), что вполне удоветвор ет требовани м безопасного обслу- живани нефтепромысловых объектов и охраны окружающей среды. П р и м е р 2. Поступающие со сква жины на групповую замерную установ ,ку (ГЗУ угленосную (плотностью 89Окг/ и цевонскую (плотностью 860 кг/м) нефти, обработанные реагентом-цеэмупьгатором (из расчета 5О г/т нефти), перемешивают в -соотношении 1:1О. Обвопненность угленосной и цевонской нефтей составл ет соответственно 4О-44% и 70-75%, Содержание серовоцороча в газе угпеносной нефти составп ет 45ОО г/100 нм, а в газе смеси нефтей непосредственно после смешивани 600-700 г/100 нм. Из ГЗУ смесь нефтей поступает по трубопроводу (циаметром 250 мм) на дожимную насосную станцию (дне). Длина трубопровода меж ду Дне и ГЗУ составп ет 1,5 км, среднее врем движени 120 мин. Скорость потока на этом участке не превышает 0,2 м/с, соответственно чиспо Рейнольдса равно Re 200О-ЗООО. Выделившийс из смеси нефтей на к«жцевом участке трубопровода (ДНС) газ с содержанием сероводорода пор дка 250 г/100 нм пропускают в ем1 924 кости через спой, отцепившейс в процессе транспортировани пластовой Bt. ды, содержащей ионы жепеза псф цка 12О-140 мг/гц РН пластовой воцы 7,8. При этом газ ввод{гг в ппасговую воцу через распрецепенный ввоц цно. пергатор). Частична нейтраПйзрЯци сероводорода в газе происходит в процессе транспортировани смеси в промысповых трубопровоцак при пвижеюш ее в спаботурбу штном режиме. Врем контактирование газа пра гфопуск нии его через спой п астовсА вовм состаьп ет окопо 10 с. Анапиз качества смищедного таким образом газа что остатсй. ное соиержание в нем серовоцороца соотавп ет 0,2-О,7 г/ЮО 1-2 Г/1ОО KM по сравмшию с Baeeciw шлм способому. Использование 1феапагаем ч ofioco ба позволит н мвыситъ эффективность очистки газа от серовоцороаа в процессе транспортщ о&аки смес , бпагодар чему сниз тс материальные затраты на очжлгку с ншстсго гаэа угпеносной нефти.The invention relates to the oil-producing industry, in particular, to the technology of transporting oil containing sulfur dioxide. On the main auth, sv. KGa 85763O, a method of transportation of not containing serovocoroz is known, including the blending of sulfur-cesroecious oil with. crude oil containing iron ions in the hair phase, and separation of the associated gas from the fl 3 oil mixture. The disadvantage of this method is sootoi. in that it does not provide the necessary depth of hydrogen sulphide in case of a weakly turbulent or laminar mode of movement of the mixture of oil through field pipelines. In field pipelines, there is no effective mixing of cm & At oil refining levels (Re) less than ZOOO, the gas is released in the free phase at the end sections of pipelines before the steps of the separation step and the main part (more than 20%) of & hydrogen remains in the oil phase in the free state. The consequence of this is the low efficiency of the process of neutralization of hydrogen sulfide and, accordingly, the loss of gas during the transportation of oil, since the gas contaminated with hydrogen sulfide is flared. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the process of gas purification from hydrogen sulfide. To achieve the chain according to the method of mixing hydrogen sulfide-containing oil with watered oil containing iron ions in the aqueous phase, and separating the gas from non-gay mixture separated at the end of coarse gas, the gas is passed through a layer of pinned water separated from the oil during transportation and containing ions gland. The average concentration of hydrogen sulphide in the coal-bearing horizon from the production of wells is on the order of GOOO g / 1OO nm. The content of iron ions in Devonian water is of the order of 1OO-15O mg / l. Neutralization of hydrogen sulfide with iron ions proceeds as follows Fe3 + 2H. The neutralization reaction of hydrogen sulfide with iron ions proceeds normally with efficient mixing of the gas containing hydrogen sulfide with highly watered (more than 50%) oil in industrial pipelines in turbulent mode (Re more than 3000) with time and ample mixing for at least 20 minutes. With slightly turbulent (Re less than 3000) in laminar modes (Re less than 2300) fluid flow in pipelines, the depth of oil gas purification from hydrogen sulphide is lower by about half. At the same time, gas and surface water at the end sections of the pipeline are separated into free phases. When passing free gas through a layer of water separated from oil in technological devices (bulits and separators) and containing iron ions, the bulk of hydrogen sulfide is bound by iron ions. The process of neutralizing hydrogen sulphide in a gas with ions of formation water is most efficient when gas is passed through a layer of water into a vessel or separator through a dispersant. At the same time, the reaction of hydrogen sulphide bonding with iron ions proves for a few seconds (5-10 s). Gas purified from hydrogen sulphide is pumped out to the consumer after separation. PRI me R 1, From a well operating at a booster station, 4 l of highly watered Devonian oil with a content of 72% of produced water is taken into sealed samplers. The selected samples of oil dispense demulsifier reagent (doufax) at the rate of 60 g / t. Oil with emulsion-. The torus is stirred for 120 minutes in a rocking chair with a minimum swinging number of 30 sweeps per minute (the low-turbulent mode of fluid flow in the pipeline is simulated) and placed on static sludge to separate the produced water (30 minutes). The content of iron ions in the extracted water is 140-150 mg / l, the pH of the formation water is 7.5. Then through the bottom fitting in the layer of Devonian reservoir water (layer thickness of 80 cm) sulfur dioxide gas with a hydrogen sulfide content in the order of 57OO g / 100 nm in the form of separate jets is passed through the dispersant. The flushing time of the gas in the formation water containing iron ions is only about 5. s. After separation in the gas sampler from the water and oil, the residual content of hydrogen sulfide in the gas is determined, which is 0.2-0.4 g / 100 nm (1-2 g / 100 nm compared with the known method), which is quite satisfactory requirements for safe maintenance of oilfield facilities and environmental protection. PRI mme R 2. Those arriving from the well to a group metering installation, ku (GZU coal-bearing (density 89Okg / and Tsevonskuyu (density 860 kg / m) oil, treated with a reagent-cepe agent (at the rate of 5O g / t oil), mix in a 1: 1O ratio. The consistency of coal-bearing and Tsevon oils is 4O-44% and 70-75%, respectively, the content of sulfur-short in the gas of the transportable oil is 45OO g / 100 nm, and in the gas of the oil mixture immediately after mixing 600 700 g / 100 nm. From the GZU, the mixture of oil flows through a pipeline (with a diameter of 250 mm) to a booster pump station (bottom). The length of the pipeline between the bottom and the GZU is 1.5 km, the average time of movement is 120 minutes. oil mixtures on the pipeline section of the pipeline (DNS) gas with a hydrogen sulfide content in the order of 250 g / 100 nm is passed into a bone of 924 bones through a junction that was uncoupled during the transportation of reservoir Bt. dyes containing zhepez ions psf ck 12O-140 mg / Hz PH of formation reservoir 7.8. At the same time, the gas input {yy to the ppasgovuyu votsu through raspretepennogo vvots tsen. pergator). Partial neutralization of hydrogen sulphide in gas occurs during the transportation of the mixture to the field pipelines while it is in the gas tank. The time of contacting the gas with the start of it through the junction will be equal to 10 s. Anapiz of the quality of the gas thus confined to the rest. The total content of the serovocorot in it is 0.2-O, 7 g / SOO 1-2 G / 1OO KM compared to Baeeciw shlm method. The use of a liquid ofioco ba will allow you to maximize the efficiency of gas purification from sulfur in the process of transporting the mixture, which reduces the material costs of oiling from the portable oil.