SU1680285A1 - Method for trapping vapours of hydrogen-sulfide-containing oil - Google Patents
Method for trapping vapours of hydrogen-sulfide-containing oil Download PDFInfo
- Publication number
- SU1680285A1 SU1680285A1 SU894684462A SU4684462A SU1680285A1 SU 1680285 A1 SU1680285 A1 SU 1680285A1 SU 894684462 A SU894684462 A SU 894684462A SU 4684462 A SU4684462 A SU 4684462A SU 1680285 A1 SU1680285 A1 SU 1680285A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- gas
- ejector
- liquid
- vapors
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Изобретение относится к очистке газов и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности. Целью изобретения является снижение содержания сероводорода в газе и снижение коррозионнойThe invention relates to the purification of gases and can be used in the oil and gas industry. The aim of the invention is to reduce the content of hydrogen sulfide in the gas and the reduction of corrosion
. активности жидкости. В сероаодородсодержащий газ, отобранный из сырьесового реИзобретение относится к очисте газов и может быть использовано в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.. fluid activity. In the hydrogen-sulfur-containing gas selected from the raw material production, the Invention relates to the purification of gases and can be used in the petrochemical and petroleum refining industries.
Цель изобретения - снижение содержания сероводорода в газе и снижение коррозионной активности жидкости.The purpose of the invention is to reduce the content of hydrogen sulfide in the gas and reduce the corrosivity of the liquid.
Пример. Эксперименты по способупрототипу и предлагаемому способу проводят на опытно-промышленной установке, контролируя качество получаемого газа и агрессивность рабочей жидкости (абсорбента). При испытании способа используют следующие реагенты: ЪдТУК (ГОСТ 10652-73), сульфат трехвалентного железа (ГОСТExample. Experiments on the method and the proposed method are carried out at a pilot plant, controlling the quality of the gas produced and the aggressiveness of the working fluid (absorbent). When testing the method using the following reagents: CUT (GOST 10652-73), ferric sulfate (GOST
22
зервуара, перед поступлением на вход в эжектор вводят воздух в количестве определяемом, из уравнения Ов =0,0063 Снгз *Оп. где Ов - объемный расход воздуха, вводимого в пары, м3/ч; Оп - количество паров, м3/ч; Снгз - концентрация сероводорода в парах, г/м3. Паровоздушную смесь вместе с жидкостью, в качестве которой используют водный раствор, содержащий комплексную соль трехвалентного железа, и этилендиаминтетрауксусной кислоты, подают в камеру смешения эжектора. После эжектора газожидкостную смесь подают в сепаратор, где разделяют на газ, конденсат, серу и абсорбент. Очищенный газ, конденсат и сера ~ поступают потребителю, а абсорбент ре циркулируют в эжектор. Очищенный газ содержит 0,015 г/м3 сероводорода, а рН жидкости эжектора составляет 8,8-9,2. 1 табл.Zervuar, before entering the entrance to the ejector enter the air in the amount determined, from the equation Ov = 0,0063 Cis * Op. where Ov is the volume flow rate of air introduced in pairs, m 3 / h; About p - the number of vapors, m 3 / h; SNGS - hydrogen sulfide concentration in pairs, g / m 3 . The vapor-air mixture together with the liquid, which uses an aqueous solution containing the complex ferric iron salt and ethylenediaminetetraacetic acid, is fed into the mixing chamber of the ejector. After the ejector gas-liquid mixture is fed to the separator, where it is divided into gas, condensate, sulfur and absorbent. The purified gas, condensate and sulfur ~ are fed to the consumer, and the absorbent is recycled to the ejector. The purified gas contains 0.015 g / m 3 of hydrogen sulfide, and the pH of the ejector liquid is 8.8-9.2. 1 tab.
9485-75), попутный нефтяной сероводородсодержащий газ. Готовят водный раствор комплексной соли Ее+3 и этилендиаминтетрауксусной кислоты смешением следующего состава: ЭДТУК200т/л, Ре2(5О4)з 100 г/л, №2СОз200 г/л, вода остальное, рН 8,8-9,2, плотность 1,23 г/л.9485-75), associated petroleum hydrogen sulfide gas. An aqueous solution of the complex salt and Her 3 ethylenediaminetetraacetic acid by mixing the following composition: EDTUK200t / l, Fe 2 (5O4) of 100 g / l, № SOz200 2 g / l, the rest water, pH 8.8-9.2, density 1.23 g / l.
В пары сероводородсодержащей нефти из сырьевого резервуара с расходом 2 м3/ч, содержащие сероводород в количестве 30 г/м3 под давлением 0,102 МПа, перед поступлением на прием эжектора подают воздух в количестве 0,38 м3/ч.In pairs of hydrogen sulfide-containing oil from the raw material reservoir with a flow rate of 2 m 3 / h, containing hydrogen sulfide in an amount of 30 g / m 3 under a pressure of 0.102 MPa, air is supplied in an amount of 0.38 m 3 / h before entering the reception of the ejector.
Количество воздуха рассчитывают поThe amount of air is calculated by
формулеformula
51),.,, 1680285 А151),. ,, 1680285 A1
3 1680285 43 1680285 4
Ωβ “ 0.0063 · Снх5 · Ωπ, где Ωβ ~ объемный расход воздуха, вводимого в уловленные из резервуара пары, м3/ч,Ωβ “0.0063 · Сн х 5 · Ω π , where Ωβ is the volume flow rate of air introduced into the vapors taken from the tank, m 3 / h,
Ωπ~ количество уловленных из резерву- 5 ара сероводородсодержащих паров, м3/ч,Ωπ ~ the number of hydrogen sulfide-containing vapors taken from the tank, 5 m 3 / h,
Сн25 ~ концентрация сероводорода в уловленных из резервуара парах, г/м3.Ch25 ~ concentration of hydrogen sulfide in the vapors taken from the tank, g / m 3 .
В результате смешения паров сероводородсодержащей нефти с абсорбентом и 10 воздухом в камере смешения эжектора происходят поглощение сероводорода и регенерация абсорбента.As a result of the mixing of vapors of hydrogen sulfide-containing oil with the absorbent and 10 air in the mixing chamber of the ejector, absorption of hydrogen sulfide and regeneration of the absorbent occur.
Затем газожидкостную смесь из эжектора подают в сепаратор, где ее расслаивают на газ, конденсат, серу и абсорбент. Регенерированный в камере эжектора абсорбент с рН=8,8-9,2 из сепаратора снова подают на вход эжектора. Содержание сероводорода в очищенном газе определяют хроматографическим способом. Остаточное 20 содержание сероводорода в очищенном газе составляет 0,015 г/м3, что соответствует требованиям,Then the gas-liquid mixture from the ejector is fed to the separator, where it is stratified into gas, condensate, sulfur and absorbent. Absorbent regenerated in the chamber of the ejector with pH = 8.8-9.2 from the separator is again fed to the entrance of the ejector. The content of hydrogen sulfide in the purified gas is determined by the chromatographic method. The residual 20 content of hydrogen sulfide in the purified gas is 0.015 g / m 3 , which meets the requirements
Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого способов, при- 25 ведены в таблице,The results obtained when testing the known and proposed methods are given in the table,
Предлагаемый способ обеспечивает высокую эффективность очистки от сероводорода (содержание 0,015 г/м3 против 29-30The proposed method provides high efficiency of purification from hydrogen sulfide (content of 0.015 g / m 3 against 29-30
ОABOUT
мг/м по прототипу) при улавливании нефтяных сероводородеодержащих паров. Исключаются также коррозияmg / m according to the prototype) when trapping oil-containing hydrogen sulphide vapors. Corrosion is also excluded.
функционирующего оборудования и необходимость в дополнительных установках по очисткетаза и регенерации абсорбента по известному способу.functioning equipment and the need for additional installations for cleaning ketase and absorbent regeneration by a known method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894684462A SU1680285A1 (en) | 1989-04-27 | 1989-04-27 | Method for trapping vapours of hydrogen-sulfide-containing oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894684462A SU1680285A1 (en) | 1989-04-27 | 1989-04-27 | Method for trapping vapours of hydrogen-sulfide-containing oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1680285A1 true SU1680285A1 (en) | 1991-09-30 |
Family
ID=21444373
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894684462A SU1680285A1 (en) | 1989-04-27 | 1989-04-27 | Method for trapping vapours of hydrogen-sulfide-containing oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1680285A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105617822A (en) * | 2014-10-28 | 2016-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Device and method for eliminating hydrogen sulfide in crude oil storage tank |
-
1989
- 1989-04-27 SU SU894684462A patent/SU1680285A1/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105617822A (en) * | 2014-10-28 | 2016-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Device and method for eliminating hydrogen sulfide in crude oil storage tank |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1163423A (en) | Method for removal of sulfur compounds from a gas stream | |
US5480860A (en) | Methods for reducing sulfides in sewage gas | |
CA1189682A (en) | Sulfur removal from a gas stream | |
SU1837945A3 (en) | Process for waste gas desulfuration | |
BG97844A (en) | Method for the separation of suphur compounds from gases | |
EP0540666A4 (en) | ||
EP0487705B1 (en) | Process for the removal of hydrogensulphide (h2s) from biogas | |
US2090143A (en) | Gas washing | |
GB2043045A (en) | Process for treating ammonia- containing waste water | |
US2490840A (en) | Gas purification process | |
CN101239271B (en) | Cleaning treatment method of acid sewage storage tank discharging gas | |
SU1680285A1 (en) | Method for trapping vapours of hydrogen-sulfide-containing oil | |
RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
DE602004012393T2 (en) | METHOD AND DEVICE FOR TREATING HYDROGEN SUFFLUENT REFINERY GASES | |
RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
CN104843951B (en) | A kind of preprocess method of vacuum potassium carbonate coal gas desulfurization waste liquid | |
RU2708005C1 (en) | Method of purifying sulphurous alkali waste water | |
WO2008049613A1 (en) | Process for the biological removal of hydrogen sulphide from gases, in particular biogas | |
US1942054A (en) | Process of purifying a hydrocarbon gas and a hydrocarbon oil | |
SU1745314A1 (en) | Method of recovering carbon dioxide from gases | |
RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
US1743479A (en) | Gas-purification process | |
RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
RU2708602C1 (en) | Method of purifying sulphur alkali waste water |