RU2313563C1 - Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) - Google Patents
Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2313563C1 RU2313563C1 RU2006109675/15A RU2006109675A RU2313563C1 RU 2313563 C1 RU2313563 C1 RU 2313563C1 RU 2006109675/15 A RU2006109675/15 A RU 2006109675/15A RU 2006109675 A RU2006109675 A RU 2006109675A RU 2313563 C1 RU2313563 C1 RU 2313563C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- separator
- hydrogen sulfide
- sulfur
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки сероводородсодержащих нефтей, и может быть использовано для промысловой очистки сернистых нефтей от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to plants for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, and can be used for commercial purification of sulfur dioxide from hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans to the level of modern requirements (GOST R 51858-2002).
Известна установка окислительной очистки сернистой нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора фталоцианинового катализатора окисления, содержащий емкость раствора щелочи, емкость водно-щелочного раствора катализатора, снабженную барботирующим устройством для продувки раствора катализатора инертным газом (азотом), насосы-дозаторы для подачи растворов щелочи и катализатора в поток сернистой нефти, и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, устройство для подачи воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, подогреватель нефти, реактор окисления колонного типа, емкость-отстойник для сбора реакционной смеси, нижняя часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси. При этом в качестве устройства для подачи воздуха используют воздушный компрессор или напорный инжектор, а устройство для смешения сжатого воздуха с нефтью выполнено в виде тора с отверстиями (RU 2120464, C10G 27/06, 1998 г., Бюл. №29).A known installation for the oxidative purification of sulphurous oil from hydrogen sulfide and light mercaptans, including a sulphurous oil feed line, a raw material tank, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous-alkaline solution of a phthalocyanine oxidation catalyst, containing an alkali solution tank, a water-alkaline catalyst solution equipped with a bubbling device for purging the catalyst solution with an inert gas (nitrogen), metering pumps for supplying alkali and catalyst solutions to the sulfur dioxide stream, an oxidative oil refining unit containing a centrifugal oil pump, an air supply device, a device for mixing air with oil, an oil heater, a column type oxidation reactor, a settling tank for collecting the reaction mixture, the lower part of which is connected by a pipeline through a flow regulator to a feed tank for return part of the reaction mixture for mixing with sulphurous oil, and a separator tank for separating the reaction mixture. In this case, an air compressor or a pressure injector is used as an air supply device, and a device for mixing compressed air with oil is made in the form of a torus with holes (RU 2120464, C10G 27/06, 1998, Bull. No. 29).
Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти и приводит к загрязнению ее коррозионной элементной серой, образующейся в результате каталитического окисления сероводорода воздухом, а также к увеличению содержания воды в товарной нефти за счет образования реакционной воды и воды, вводимой с растворами щелочи и катализатора окисления. Кроме того, очистка на указанной установке нефтей с высоким содержанием сероводорода может привести также к сероотложениям в технологическом оборудовании и средствах КИПиА. Очистка таких нефтей требует проведения процесса окисления при высоком давлении для обеспечения растворения стехиометрически необходимого количества воздуха в очищаемой нефти. На известной установке для снижения давления проведения процесса предлагается рециркулировать реакционную смесь (до 200% от исходной нефти) из куба емкости-отстойника в сырьевую емкость на смешение с исходной нефтью. Однако рециркуляция большого объема очищенной нефти приводит к увеличению нагрузки на сырьевой насос и необходимости использования насоса большой производительности (следовательно, к увеличению расхода электроэнергии) и крупногабаритных аппаратов для обеспечения необходимого по технологии времени пребывания.The disadvantage of this installation is that it does not reduce the total sulfur content in the refined salable oil and leads to contamination of its corrosive elemental sulfur resulting from the catalytic oxidation of hydrogen sulfide by air, as well as to an increase in the water content in the salable oil due to the formation of reaction water and water introduced with solutions of alkali and oxidation catalyst. In addition, the refining of oils with a high content of hydrogen sulfide at this installation can also lead to sulfur deposition in technological equipment and instrumentation and automation equipment. Refining these oils requires a high pressure oxidation process to ensure that the stoichiometrically required amount of air is dissolved in the oil being refined. In a known installation, in order to reduce the pressure of the process, it is proposed to recycle the reaction mixture (up to 200% of the initial oil) from the cube of the settling tank to the feed tank for mixing with the original oil. However, the recycling of a large volume of refined oil leads to an increase in the load on the feed pump and the need to use a high-capacity pump (therefore, to increase the energy consumption) and large-sized apparatuses to ensure the necessary residence time according to the technology.
Наиболее близкой к предлагаемой является установка очистки товарной (дегазированной, обезвоженной и обессоленной) нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, блок нейтрализации сероводорода, содержащий узел приготовления и хранения реагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, напорный трубопровод которого снабжен гасителем пульсаций давления и форсункой, установленной в подводящем трубопроводе нефти, статический смеситель, установленный на трубопроводе сернистой нефти после точки ввода реагента, буферную емкость и узел транспортировки очищенной товарной нефти (RU 45292 U1, 2005 г., Бюл. №13).Closest to the proposed installation is the purification of commercial (degassed, dehydrated and desalted) oil from hydrogen sulfide, including a supply line of sulfur dioxide, a block of neutralization of hydrogen sulfide containing a unit for the preparation and storage of a reagent-neutralizer, a piston metering pump, the pressure pipe of which is equipped with a pressure pulsation damper and a nozzle installed in the oil supply pipe, a static mixer installed on the sulphurous oil pipe after the reagent entry point , buffer capacity and transportation unit for refined salable oil (RU 45292 U1, 2005, Bull. No. 13).
Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти, требует значительных материальных расходов и эксплуатационных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за высокого расхода дорогостоящего реагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (около 300 л/час или более 2,6 тыс.м3/год). Кроме того, эксплуатация данной установки приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода реагентом и увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и воды, поступающей в составе применяемого реагента-нейтрализатора). Другим недостатком установки является то, что она не обеспечивает очистку сероводород- и меркаптансодержащей нефти одновременно от легких метил- и этилмеркаптанов до уровня современных требований.The disadvantage of this installation is that it does not provide a reduction in the total sulfur content in the refined crude oil, it requires significant material costs and operating costs for refining high sulfur oil due to the high consumption of an expensive reagent to neutralize the contained hydrogen sulfide (about 300 l / h or more than 2 , 6 thousand m 3 / year). In addition, the operation of this unit leads to contamination of the refined crude oil with undesirable products of neutralizing hydrogen sulfide with a reagent and an increase in its water content (due to the formation of reaction water and water entering the composition of the used reagent-neutralizer). Another disadvantage of the installation is that it does not provide the purification of hydrogen sulfide and mercaptan-containing oil simultaneously from light methyl and ethyl mercaptans to the level of modern requirements.
Указанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой (варианты) очистки сернистой нефти от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов.These disadvantages are largely eliminated by the proposed installation (options) described below for the purification of sulphurous oil from hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans.
Предлагаемая установка (вариант 1) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом очищаемой сернистой нефти, смесительное устройство для смешения реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью, установленное на трубопроводе нефти после точки ввода реагента-нейтрализатора, и буферную емкость, которая в отличие от известной установки (прототипа), снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа и дополнительно содержит колонну отдувки газом, установленную на входе установки и предназначенную для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет отдувки его углеводородным газом, нефтегазовый сепаратор, установленный после колонны отдувки и соединенный трубопроводом с ее кубовой частью, причем верхний боковой штуцер колонны отдувки соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, ее нижний боковой штуцер - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, верх колонны отдувки и нефтегазового сепаратора сообщены с системой сбора и утилизации нефтяных газов (газов сепарации сернистой нефти) и/или с факельной системой, а нижняя (кубовая) часть сепаратора соединена трубопроводом со смесительным устройством проточного типа. Кроме того, для обеспечения необходимого времени контакта реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью и протекания реакций нейтрализации содержащихся сероводорода и легких меркаптанов установка снабжена трубчатым реактором, представляющим собой трубопровод расчетной длины от смесительного устройства до буферной емкости, например, выполненный в виде змеевика. Для обеспечения дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор может быть снабжен статическим(и) смесителем(ями), установленным(и) приблизительно в середине и/или на расстоянии около 1/3 длины реактора-трубопровода от буферной емкости. Для обеспечения стабильности подачи применяемого реагента-нейтрализатора и исключения его перерасхода напорный трубопровод насоса-дозатора может быть снабжен гасителем пульсаций давления, представляющим собой емкость с воздухом и выполняющим роль амортизатора, а также форсункой(ами), установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед смесительным устройством, причем в качестве смесительного устройства для смешения реагента с очищаемой нефтью использован центробежный насос или проточный роторный смеситель типа ПРГ, или диафрагменный смеситель. Для обеспечения непрерывной эксплуатации установки очистки нефти в период проведения ремонтных работ и чистки колонны отдувки от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), т.е. при ее периодическом отключении, нефтегазовый сепаратор байпасными трубопроводами соединен с подводящими трубопроводами сернистой нефти и углеводородного газа, причем трубопровод углеводородного газа соединен с вертикальным участком подводящего трубопровода сернистой нефти перед сепаратором, т.е. байпасные подводящие трубопроводы нефти и газа соединены между собой с образованием одного вертикального участка трубопровода для нефтегазовой смеси перед входом в нефтегазовый сепаратор. При эксплуатации предлагаемой установки в качестве реагента-нейтрализатора, обеспечивающего эффективную нейтрализацию легких меркаптанов и остаточных количеств сероводорода, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином или аммиаком, предпочтительно с алканоламином или алкиламином, или водно-щелочные растворы нитрита натрия или пероксида водорода.The proposed installation (option 1) includes a sulfur dioxide oil feed line, a hydrogen sulfide and light mercaptans neutralization unit, comprising a receiving and storage unit of a neutralizing agent, a metering pump, a pressure pipe of which is connected to a pipeline of purified sulfur oil, a mixing device for mixing the neutralizing agent with refined oil, installed on the oil pipeline after the point of entry of the reagent-neutralizer, and a buffer tank, which, unlike the known installation (prototype), is equipped with the lead-in pipeline of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon (oil or natural) gas and further comprises a gas stripping column installed at the inlet of the unit and intended for preliminary desorption removal of the main amount of hydrogen sulfide contained in the oil by blowing it with hydrocarbon gas, an oil and gas separator installed after the stripping column and connected by a pipeline to its bottom part, and the upper side fitting of the blowing column is connected to the inlet pipe with a sulphide oil guide, its lower side fitting - with a hydrocarbon gas supply pipe, the top of the blow-off column and oil and gas separator are in communication with a system for collecting and utilizing petroleum gases (sulphurous oil separation gases) and / or with a flare system, and the lower (bottom) part of the separator is connected pipeline with a flow-type mixing device. In addition, to ensure the necessary contact time of the neutralizing agent with the oil being purified and the neutralization reactions of the contained hydrogen sulfide and light mercaptans, the installation is equipped with a tubular reactor, which is a pipe of the calculated length from the mixing device to the buffer tank, for example, made in the form of a coil. To provide additional mixing of the reaction mixture and to intensify the process of neutralization, the tubular reactor can be equipped with static (s) mixer (s) installed (s) approximately in the middle and / or at a distance of about 1/3 of the length of the reactor pipe from the buffer tank. To ensure the stability of the feed of the used reagent-neutralizer and to avoid its overconsumption, the pressure pipe of the metering pump can be equipped with a pressure pulsation dampener, which is a container with air and acts as a shock absorber, as well as nozzle (s) installed in the oil pipeline in front of the mixing a device, moreover, as a mixing device for mixing the reagent with the oil to be purified, a centrifugal pump or a PRG type rotary flow mixer or diaphragm cm is used Sitel. In order to ensure continuous operation of the oil refining unit during the period of repair work and cleaning of the blow-off column from asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO), i.e. when it is periodically shut off, the oil and gas separator is connected bypass pipelines to the supply pipelines of sulphurous oil and hydrocarbon gas, and the hydrocarbon gas pipeline is connected to the vertical section of the supply pipe of sulphurous oil in front of the separator, i.e. oil and gas bypass pipelines are interconnected to form one vertical section of the pipeline for the oil and gas mixture before entering the oil and gas separator. When operating the proposed installation as a reagent-neutralizer providing effective neutralization of light mercaptans and residual amounts of hydrogen sulfide, the product (s) of the interaction of formaldehyde (formalin or paraformaldehyde) with primary and / or secondary organic amine or ammonia, preferably with alkanolamine or alkylamine, are mainly used. or aqueous alkaline solutions of sodium nitrite or hydrogen peroxide.
Отличительными признаками предлагаемого изобретения от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие массообменного аппарата колонного типа (колонны отдувки), установленного на линии подводящего трубопровода сернистой нефти, и подводящего трубопровода малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, подключенного к нижнему боковому штуцеру колонны отдувки, нефтегазового сепаратора, установленного после колонны отдувки и соединенного трубопроводами с кубом колонны отдувки и смесительным устройством проточного типа, и трубчатого реактора, снабженного статическим(и) смесителем(ями) реакционной смеси, а также наличие трубопроводов (газопроводов), соединяющих верх колонны отдувки и верх сепаратора с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, и байпасных трубопроводов сернистой нефти и углеводородного газа, соединенных между собой перед нефтегазовым сепаратором.Distinctive features of the present invention from the above known installation (prototype) are the presence of a column-type mass transfer apparatus (stripping column) installed on the line of a supply line of sulphurous oil, and a supply line of a low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas connected to the lower side fitting of the blowing column, oil and gas separator, installed after the stripping column and connected by pipelines to the cube of the stripping column and a mixing device of a different type, and a tubular reactor equipped with static (s) mixer (s) of the reaction mixture, as well as the presence of pipelines (gas pipelines) connecting the top of the stripping column and the top of the separator with a system for collecting and utilizing petroleum gases and / or with a flare system, and bypass sulphurous oil and hydrocarbon gas pipelines interconnected in front of the oil and gas separator.
Сущность заявленного изобретения заключается в том, что установка дополнительно содержит подводящий трубопровод малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и колонну отдувки газом, установленную на входе установки, наличие которых позволяет осуществить многоступенчатое противоточное контактирование сероводородсодержащей нефти и углеводородного газа в колонне, в результате чего достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода при небольших удельных расходах отдувочного газа, подаваемого в нижнюю часть колонны отдувки. Наличие нефтегазового сепаратора, установленного после колонны отдувки, позволяет за счет снижения давления в сепараторе осуществить выделение (сепарацию) из частично очищенной нефти легких углеводородов C1-С3, растворенных в нефти при отдувке углеводородным газом, в результате чего достигается снижение давления насыщенных паров очищенной товарной нефти до норм ГОСТ Р 51858. Затем очищенную от основного количества сероводорода и дополнительно дегазированную нефть из куба сепаратора центробежным насосом - смесителем проточного типа подают в трубчатый реактор, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет нейтрализации их введенным реагентом-нейтрализатором. Это позволяет несколько снизить содержание общей серы в товарной нефти за счет десорбционного удаления основного количества сероводорода в колонне отдувки, уменьшить загрязнение нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода, снизить содержание воды в очищенной товарной нефти и давление насыщенных паров (ДНП), а также многократно уменьшить расход дорогостоящего реагента-нейтрализатора, что позволяет значительно сократить материальные расходы при эксплуатации установки.The essence of the claimed invention lies in the fact that the installation further comprises a supply pipe of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas and a gas stripping column installed at the inlet of the installation, the presence of which allows multi-stage countercurrent contacting of hydrogen sulfide-containing oil and hydrocarbon gas in the column, which results in desorption removal from oil of the main amount (up to 80-95%) of hydrogen sulfide contained at low specific costs of blowing th gas fed into the bottom of the stripping column. The presence of an oil and gas separator installed after the stripping column allows, due to pressure reduction in the separator, separation (separation) of C 1 -C 3 light hydrocarbons dissolved in oil from the partially refined oil during hydrocarbon gas stripping, which results in a reduction in saturated vapor pressure of the purified of commercial oil to the standards GOST R 51858. Then purified from the main quantity of hydrogen sulfide and additionally degassed oil from the cube of the separator by a centrifugal pump - flow type mixer according to ayut in a tubular reactor, where the post-treatment of the oil from residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans to GOST 51858 norms by neutralizing their introduced reagent-converter. This allows you to slightly reduce the total sulfur content in the crude oil due to the desorption removal of the bulk of the hydrogen sulfide in the stripping column, reduce oil pollution by undesirable products of neutralizing hydrogen sulfide, reduce the water content in the refined crude oil and saturated vapor pressure (DNP), and also significantly reduce the cost of expensive reagent-neutralizer, which can significantly reduce material costs during operation of the installation.
Следует указать, что наличие байпасных трубопроводов сернистой нефти и углеводородного газа, соединенных между собой перед входом в нефтегазовый сепаратор, позволяет осуществить прямоточное контактирование сероводородсодержащей нефти с малосернистым или сероочищенным газом в вертикальном участке трубопровода с образованием газожидкостной смеси на входе в сепаратор, где за счет снижения давления происходит сепарация нефти от сероводородсодержащего газа, отводимого с верха сепаратора в систему сбора и утилизации нефтяного газа. В результате и в этом случае достигается частичная очистка нефти от содержащегося в ней сероводорода, т.е. наличие байпасных трубопроводов нефти, газа и нефтегазового сепаратора позволяет осуществить частичное десорбционное удаление сероводорода из сернистой нефти в случае периодического отключения колонны отдувки, например в период ее чистки от АСПО, и тем самым обеспечивается достижение названного технического результата при плановых или аварийных отключениях колонны отдувки.It should be noted that the presence of bypass pipelines of sulphurous oil and hydrocarbon gas, interconnected before entering the oil and gas separator, allows direct-flow contacting of hydrogen sulfide-containing oil with low-sulfur or sulfur-treated gas in a vertical section of the pipeline with the formation of a gas-liquid mixture at the inlet to the separator, where by reducing of pressure, oil is separated from the hydrogen sulfide-containing gas discharged from the top of the separator into the oil gas collection and disposal system. As a result, and in this case, partial purification of oil from the hydrogen sulfide contained in it is achieved, i.e. the presence of bypass pipelines of oil, gas and an oil and gas separator allows partial desorption removal of hydrogen sulfide from sulfur dioxide in the event of a periodic shutdown of the blow-off column, for example, during its cleaning from the ARPD, and this ensures the achievement of the named technical result during planned or emergency shutdowns of the blow-off column.
Таким образом, основной технический результат, достигаемый при реализации и эксплуатации предлагаемой установки заключается в повышении качества товарной нефти, получаемой на установке, а также в значительном снижении материальных затрат при ее эксплуатации.Thus, the main technical result achieved during the implementation and operation of the proposed installation is to improve the quality of marketable oil obtained at the installation, as well as a significant reduction in material costs during its operation.
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов десорбционная очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только отдувкой газом требует проведения процесса отдувки с большими удельными расходами отдувочного газа (более 15-20 м3/т нефти) и при повышенных температурах, а это приводит к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти из-за возрастания потерь (уноса) наиболее ценных углеводородов С4+выше, т.е. легких бензиновых фракций нефти с отходящим отдувочным газом. Кроме того, содержащиеся в нефти легкие меркаптаны трудно поддаются отдувке даже при больших удельных расходах отдувочного газа, в результате не обеспечивается одновременная очистка нефти от легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858. Проведенные эксперименты показывают, что основная часть сероводорода, находящаяся в нефти в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко десорбируется и отдувается из нефти при небольших удельных расходах отдувочного газа (3-10 нм3/т нефти), при которых не происходит значительного уноса ценных углеводородов С4+выше и, в результате, при проведении последующей доочистки нефти реагентом-нейтрализатором сохраняется высокий выход очищенной товарной нефти от потенциала и достигается снижение остаточного содержания сероводорода и легких меркаптанов до уровня норм ГОСТ Р 51858. Таким образом, при реализации и эксплуатации предлагаемой установки обеспечивается получение очищенной товарной нефти более высокого качества при сохранении ее высокого выхода от потенциала и многократном сокращении расхода дорогостоящего реагента-нейтрализатора.It should be noted that according to the results of the experiments, desorption purification of sour oils from hydrogen sulfide and light mercaptans to GOST R 51858 standards only by gas stripping requires a process of stripping with large specific consumption of stripping gas (more than 15-20 m 3 / t of oil) and at elevated temperatures , and this leads to a noticeable decrease in the yield of refined salable oil due to an increase in losses (entrainment) of the most valuable C 4 + hydrocarbons higher , i.e. light gasoline fractions of oil with exhaust flue gas. In addition, light mercaptans contained in oil are difficult to blow even at high specific costs of stripping gas; as a result, simultaneous purification of oil from light mercaptans to GOST R 51858 standards is not provided. The experiments performed show that the bulk of the hydrogen sulfide in oil is free ( molecular) state, comparatively easily desorbed and the rap of the oil at low unit costs stripping gas (3-10 nm 3 / ton of oil), at which there is significant entrainment of carbohydrate genera + C 4 above and as a result, during the subsequent aftertreatment reagent-neutralizing oil remains high yield commercial oil purified from potential and achieves a reduction of the residual content of hydrogen sulfide and mercaptans to a light level GOST standards 51858. Thus, the implementation and operation of the proposed The unit ensures the production of refined marketable oil of higher quality while maintaining its high yield from potential and repeatedly reducing the consumption of expensive neutralizing agent.
На Фиг.1 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Установка содержит подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа 2, колонну отдувки газом 3, нефтегазовый сепаратор 4, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, включающий емкость(и) приема и хранения реагента-нейтрализатора 5, насос-дозатор 6, напорный трубопровод которого снабжен гасителем пульсаций давления 7 и форсункой(ами) 9, установленной(ыми) в трубопроводе нефти после сепаратора, смесительное устройство проточного типа 10, например, представляющее собой центробежный нефтяной насос, приемный трубопровод которого соединен с кубом сепаратора и напорным трубопроводом насоса-дозатора, трубчатый реактор 11, соединенный с напорным патрубком центробежного нефтяного насоса и снабженный статическим смесителем реакционной смеси 12, буферную емкость 13, подключенную к трубчатому реактору, и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.Figure 1 presents a schematic diagram of the proposed installation for the purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans. The installation comprises supply pipelines of
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленную (дегазированную, обезвоженную и обессоленную) на УПН нефть, содержащую более 300 ppm сероводорода и более 100 ppm метил- и этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в верхнюю часть колонны отдувки 3, в нижнюю часть которой по трубопроводу 2 через регулятор расхода подают расчетное количество малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа. Отдувку газом в колонне 3, например, снабженной регулярной насадкой, проводят при температуре 25-65°С, давлении 0,13-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 3-10 нм3/т нефти, при которых достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха колонны 3 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляют в существующую систему сбора и утилизации сернистых нефтяных газов (или на факельную систему). Частично очищенная от сероводорода нефть из куба колонны 3 под своим давлением поступает в сепаратор 4, где за счет снижения давления до ~0,105 МПа происходит выделение из нефти легких углеводородов C1-С3, растворенных в нефти при ее отдувке углеводородным газом, в результате чего достигается снижение ДНП очищенной товарной нефти до норм ГОСТ Р 51858. Отделенный газ сепарации с верха сепаратора 4 направляется в систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов (или на факельную систему). В случае аварийного или планового отключения колонны отдувки исходная сернистая нефть и расчетное количество углеводородного газа, поступающие по байпасным трубопроводам, смешиваясь в вертикальном участке трубопровода, поступают в виде газожидкостной смеси в сепаратор 4, где происходит сепарация нефти от сероводородсодержащего газа. Частично очищенную нефть из куба сепаратора 4 центробежным насосом 10 подают в трубчатый реактор 11. При этом в поток нефти перед насосом-смесителем 10 из емкости 5 насосом-дозатором 6 по напорному трубопроводу 8 непрерывно вводят (дозируют) через форсунки 9 расчетное количество реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов. Потребное количество нейтрализатора рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в колонне отдувки 3. При этом в качестве эффективного реагента-нейтрализатора, обеспечивающего одновременную нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов в нефти, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином, предпочтительно с алканоламином и/или алкиламином (RU 2121492, RU 2187627, RU 2216568, RU 2228946 и др.) или продукты взаимодействия формальдегида с аммиаком и/или моноэтаноламином (RU 2186957, RU 2191849), или водно-щелочные растворы нитрита натрия (RU 2241018) или пероксида водорода (RU 2146693, RU 2182924).Installation of oil refining works as follows. Prepared (degassed, dehydrated and desalted) oil on UPN containing more than 300 ppm of hydrogen sulfide and more than 100 ppm of methyl and ethyl mercaptans is fed through
Эффективное смешение реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 10, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель проточного типа. При дальнейшем движении реакционной смеси с температурой 25-65°С по трубчатому реактору 11, представляющему собой напорный нефтепровод расчетной длины, например, выполненный в виде змеевика и обеспечивающий минимально необходимое время контакта реагента с очищаемой нефтью (не менее 5-20 минут в зависимости от температуры нефти), протекают реакции нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов. Для дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор снабжают статическим смесителем (одним или несколькими), например, представляющим собой диафрагменный смеситель или эмульсионный клапан (Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1973, 376 с.). Реакционная смесь из трубчатого реактора 11 под своим давлением поступает в емкость 13, где продолжаются реакции нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, если они не завершились в реакторе 11, а также происходит отстой эмульсионной воды, которая периодически (по мере накопления) отводится из куба емкости в систему сбора и утилизации пластовой воды. Очищенная от остаточного сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости 13 поступает на существующий узел учета и транспортировки товарной нефти (на схеме не показан).Effective mixing of the neutralizing agent with the purified oil takes place in a
Названный технический результат - повышение качества товарной нефти, получаемой на установке, и многократное уменьшение расхода реагента-нейтрализатора при эксплуатации установки достигается также при реализации и эксплуатации предлагаемого описываемого ниже варианта установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов.The named technical result is an increase in the quality of marketable oil obtained at the installation, and a multiple reduction in the consumption of the neutralizing agent during the operation of the installation is also achieved during the implementation and operation of the proposed variant of the installation for the purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans described below.
Предлагаемая установка (вариант 2) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом очищаемой сернистой нефти, смесительное устройство для смешения реагента-нейтрализатора с нефтью, установленное на трубопроводе нефти после точки ввода реагента-нейтрализатора, и буферную емкость, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и дополнительно содержит жидкостно-газовый эжектор, жидкостный патрубок (сопло) которого соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, а газовый патрубок - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, нефтегазовый сепаратор, установленный после жидкостно-газового эжектора и соединенный с его выходом, и насосно-эжекторную установку, установленную после нефтегазового сепаратора и предназначенную для создания разрежения (вакуума) в нефтегазовом сепараторе, причем насосно-эжекторная установка (НЭУ) включает в себя жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ), емкость-сепаратор жидкостно-газовой смеси, циркуляционный насос рабочей жидкости ЖГЭ и систему трубопроводов для обвязки аппаратов НЭУ между собой, а также газопровод, соединяющий всасывающий газовый патрубок (вход) ЖГЭ с верхней частью сепаратора сернистой нефти, и газопровод, соединяющий верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой. Для отбора избытка тепла от циркулирующей рабочей жидкости ЖГЭ и поддержания заданной температуры жидкости в контуре циркуляции насосно-эжекторная установка может быть снабжена теплообменником-холодильником, например, установленным на приемном трубопроводе циркуляционного насоса. Кроме того, для обеспечения необходимого времени контакта реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью и протекания реакций нейтрализации содержащихся остаточного сероводорода и легких меркаптанов установка снабжена трубчатым реактором, представляющим собой трубопровод расчетной длины от смесительного устройства до буферной емкости, например, выполненный в виде змеевика. Для обеспечения дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор может быть снабжен статическим(и) смесителем(ями), установленным(и) приблизительно в середине и/или на расстоянии около 1/3 длины реактора-трубопровода от буферной емкости. Для обеспечения стабильности подачи реагента-нейтрализатора и исключения его перерасхода напорный трубопровод насоса-дозатора может быть снабжен гасителем пульсаций давления, представляющим собой емкость с воздухом и выполняющим роль амортизатора, и форсункой(ами), установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед смесительным устройством, причем в качестве смесительного устройства для смешения реагента с очищаемой нефтью преимущественно использован центробежный насос или проточный роторный смеситель типа ПРГ. При эксплуатации предлагаемой установки в качестве реагента-нейтрализатора, обеспечивающего эффективную нейтрализацию остаточного сероводорода и легких меркаптанов, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином или аммиаком, предпочтительно с алканоламином или алкиламином, или водно-щелочные растворы нитрита натрия или пероксида водорода.The proposed installation (option 2) includes a sulfur dioxide oil feed line, a hydrogen sulfide and light mercaptan neutralization unit, comprising a receiving and storage unit of a neutralizing agent, a metering pump, a pressure pipe of which is connected to a pipeline of purified sulfur oil, a mixing device for mixing the neutralizing agent with oil installed on the oil pipeline after the point of entry of the reagent-neutralizer, and a buffer tank, which, in contrast to the known installation (prototype), is equipped with a supply a pipeline of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas and further comprises a liquid-gas ejector, a liquid pipe (nozzle) of which is connected to a supply pipe of sulfur dioxide, and a gas pipe to a supply pipe of hydrocarbon gas, an oil and gas separator installed after the liquid-gas ejector and connected to it outlet, and a pump-ejector unit installed after the oil and gas separator and designed to create a vacuum (vacuum) in the oil and gas separator e, moreover, the pump-ejector installation (NEU) includes a liquid-gas ejector (LGE), a separator tank for the liquid-gas mixture, a circulation pump for the working liquid LHE and a piping system for tying the devices of the NEU together, as well as a gas pipeline connecting the suction a gas pipe (inlet) of the ZhGE with the upper part of the sulphurous oil separator, and a gas pipeline connecting the top of the reservoir-separator of the liquid-gas mixture with a system for collecting and utilizing oil gases and / or with a flare system. To select the excess heat from the circulating working fluid of the ZhGE and maintain a given temperature of the liquid in the circulation circuit, the pump-ejector unit can be equipped with a heat exchanger-cooler, for example, installed on the receiving pipe of the circulation pump. In addition, to ensure the necessary contact time of the neutralizing agent with the oil being purified and the neutralization reactions of the remaining residual hydrogen sulfide and light mercaptans to occur, the installation is equipped with a tubular reactor, which is a pipe of the calculated length from the mixing device to the buffer tank, for example, made in the form of a coil. To provide additional mixing of the reaction mixture and to intensify the process of neutralization, the tubular reactor can be equipped with static (s) mixer (s) installed (s) approximately in the middle and / or at a distance of about 1/3 of the length of the reactor pipe from the buffer tank. To ensure the stability of the feed of the reagent-neutralizer and to avoid its overconsumption, the pressure pipe of the metering pump can be equipped with a pressure pulsation damper, which is a container with air and acts as a shock absorber, and nozzle (s) installed in the oil pipeline in front of the mixing device, moreover, as a mixing device for mixing the reagent with the purified oil, a centrifugal pump or a PRG type rotary flow mixer is mainly used. When operating the proposed installation as a reagent-neutralizer providing effective neutralization of residual hydrogen sulfide and light mercaptans, the product (s) of the interaction of formaldehyde (formalin or paraformaldehyde) with primary and / or secondary organic amine or ammonia, preferably with alkanolamine or alkylamine, or aqueous-alkaline solutions of sodium nitrite or hydrogen peroxide.
Отличительными признаками данного предлагаемого варианта от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие подводящего трубопровода малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и жидкостно-газового эжектора, жидкостный патрубок которого соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, а газовый патрубок - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, нефтегазового сепаратора, насосно-эжекторной установки, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью сепаратора сернистой нефти, трубчатого реактора, снабженного статическим смесителем, а также наличие газопровода, соединяющего верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой.The distinguishing features of this proposed option from the above known installation (prototype) are the presence of the supply pipe of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas and a liquid-gas ejector, the liquid pipe of which is connected to the supply pipe of sulfur dioxide, and the gas pipe - to the supply pipe of hydrocarbon gas, oil and gas separator, pump-ejector installation, the input of the liquid-gas ejector of which is connected by a gas pipeline to the upper part of the separator sulfur dioxide, a tubular reactor equipped with a static mixer, as well as the presence of a gas pipeline connecting the top of the reservoir-separator of the liquid-gas mixture with a system for collecting and utilizing oil gases and / or with a flare system.
Наличие НЭУ, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью сепаратора сернистой нефти, позволяет создать разрежение (вакуум) в нефтегазовом сепараторе, что обеспечивает десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-90%) растворенного сероводорода при неглубоком вакууме, при котором исключается значительный унос легких бензиновых фракций нефти с отсасываемым ЖГЭ сероводородсодержащим газом вакуумной сепарации сернистой нефти и не происходит заметного снижения выхода товарной нефти от потенциала. Следует указать, что наличие подводящего трубопровода углеводородного газа и дополнительного жидкостно-газового эжектора, установленного на входе установки и подключенного к подводящему трубопроводу сернистой нефти, позволяет смешивать исходную нефть с небольшим объемом углеводородного газа (1-3 нм3/т нефти) в дополнительном ЖГЭ, что обеспечивает повышение степени десорбционного удаления содержащегося сероводорода (до 95-98%) при последующей вакуумной сепарации газонасыщенной нефти в нефтегазовом сепараторе. Таким образом, в данном варианте предлагаемой установки предварительное десорбционное удаление основного количества сероводорода происходит в сепараторе сернистой нефти за счет создания в нем разрежения (вакуума) с помощью НЭУ. Затем очищенная от основного количества сероводорода нефть из куба сепаратора нефтяным насосом подается в трубчатый реактор, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет нейтрализации их введенным реагентом-нейтрализатором. Предварительное удаление из нефти основного количества сероводорода вакуумной сепарацией (как и предварительное удаление сероводорода отдувкой газом в десорбционной колонне в вышеописанном варианте 1) позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти, уменьшить загрязнение ее нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода, снизить содержание в товарной нефти воды (как за счет уменьшения образования реакционной воды, так и удаления части содержащейся в нефти воды при вакуумной сепарации) и, главное, многократно уменьшить расход дорогостоящего нейтрализатора.The presence of a NEC, the inlet of a liquid-gas ejector which is connected by a gas pipeline to the upper part of the sulphurous oil separator, allows one to create a vacuum (vacuum) in the oil and gas separator, which ensures the desorption removal of the bulk (up to 80-90%) dissolved hydrogen sulfide from oil under shallow vacuum, at which eliminates the significant entrainment of light gasoline fractions of oil with sucked-out GGE hydrogen sulfide-containing gas of vacuum separation of sulfur dioxide and does not significantly reduce the yield of salable oil from sweat potential. It should be noted that the presence of a hydrocarbon gas supply pipe and an additional liquid-gas ejector installed at the inlet of the unit and connected to a sulfurous oil supply pipe allows mixing the initial oil with a small volume of hydrocarbon gas (1-3 nm 3 / t oil) in an additional GGE This ensures an increase in the degree of desorption removal of the hydrogen sulfide contained (up to 95-98%) in the subsequent vacuum separation of gas-saturated oil in the oil and gas separator. Thus, in this embodiment of the proposed installation, the preliminary desorption removal of the main amount of hydrogen sulfide occurs in the sulphurous oil separator due to the creation of rarefaction (vacuum) in it using NEC. Then, the oil purified from the main amount of hydrogen sulfide from the cube of the separator is pumped to a tubular reactor, where the oil is refined from residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans to GOST R 51858 due to their neutralization with the introduced neutralizing reagent. The preliminary removal of the main amount of hydrogen sulfide from oil by vacuum separation (as well as the preliminary removal of hydrogen sulfide by gas stripping in the desorption column in
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только вакуумной сепарацией нефти требует проведения процесса сепарации при глубоком вакууме и повышенных температурах, что приводит к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти от потенциала за счет возрастания потерь (уноса) легких бензиновых фракций с выделяющимся из нефти газом вакуумной сепарации. Проведенные эксперименты показывают, что основная часть сероводорода, находящаяся в нефти в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко десорбируется из нефти и удаляется с выделяющимся газом сепарации при умеренном снижении давления сепарации (Δр=0,03-0,05 МПа) и невысоких температурах, обычно поддерживаемых на установках подготовки обводненных сернистых нефтей (30-60°С), при которых не происходит значительного уноса легких бензиновых фракций нефти с газом сепарации и сохраняется высокий выход товарной нефти от потенциала.It should be noted that according to the results of the experiments, the purification of high-sulfur oils from hydrogen sulfide and light mercaptans to GOST R 51858 standards only by vacuum separation of oil requires a separation process at high vacuum and elevated temperatures, which leads to a noticeable decrease in the yield of purified crude oil from the potential due to an increase losses (entrainment) of light gasoline fractions with vacuum separation gas released from oil. The experiments show that the bulk of the hydrogen sulfide, which is in the oil in a free (molecular) state, is relatively easily desorbed from the oil and removed with the liberated separation gas with a moderate decrease in the separation pressure (Δp = 0.03-0.05 MPa) and low temperatures usually maintained at water-sulphurous oil treatment plants (30-60 ° C), in which there is no significant entrainment of light gasoline fractions of oil with separation gas and a high yield of salable oil from the potential is maintained.
Следует отметить, что НЭУ используются в нефтегазодобывающей промышленности для утилизации (сжатия и транспортировки) низконапорных нефтяных газов, выделяющихся на концевых сепарационных установках (ж. «Нефтяное хозяйство», 1990 г., №2, с.64-66 и др.), а также в нефтеперерабатывающей промышленности для создания вакуума в ректификационной колонне (RU 2048156 и др.).It should be noted that NEUs are used in the oil and gas industry for the utilization (compression and transportation) of low-pressure oil gases released at the end separation plants (Oil Industry, 1990, No. 2, pp. 64-66, etc.), as well as in the oil refining industry to create a vacuum in a distillation column (RU 2048156 and others).
На Фиг.2 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти (вариант 2). Установка содержит подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа 2, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, включающий емкость(и) приема и хранения нейтрализатора 5, насос-дозатор 6, напорный трубопровод которого снабжен гасителем пульсаций давления 7 и форсункой(ами) 9, установленной(ыми) в трубопроводе нефти, смесительное устройство - центробежный нефтяной насос 10, приемный трубопровод которого соединен с нефтегазовым сепаратором и напорным трубопроводом насоса-дозатора, трубчатый реактор 11, соединенный с напорным патрубком центробежного нефтяного насоса и снабженный статическим смесителем 12, буферную емкость 13, подключенную к трубчатому реактору, жидкостно-газовый эжектор 14, вакуумный нефтегазовый сепаратор 15, насосно-эжекторную установку, включающую жидкостно-газовый эжектор 16, емкость-сепаратор 17 рабочей жидкости ЖГЭ, теплообменник-холодильник 18 рабочей жидкости, циркуляционный насос 19 и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.Figure 2 presents a schematic diagram of the proposed installation of oil refining (option 2). The installation contains supply pipelines of
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленная на УПН нефть, содержащая более 300 ppm сероводорода и более 100 ppm легких метил- и этилмеркаптанов, поступает по трубопроводу 1 в сопло эжектора 14, газовый патрубок которого соединен с подводящим трубопроводом 2 для подачи углеводородного газа. В камере смешения ЖГЭ происходит прямоточное контактирование нефти с сероочищенным углеводородным газом, в результате чего содержащийся сероводород перераспределяется и значительная его часть переходит из нефти в углеводородный газ, т.е. входной ЖГЭ выполняет функцию смесителя сероводородсодержащей нефти с углеводородным газом. Газонефтяная смесь из ЖГЭ поступает в сепаратор 15, снабженный регулятором уровня нефти (раздела фаз нефть-газ), и газопроводом, соединяющим верхнюю часть сепаратора со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора 16 НЭУ. В сепараторе 15 за счет отсасывания газов и создания вакуума с помощью НЭУ из нефти десорбируется основное количество содержащегося сероводорода, который вместе с легкими углеводородами и рабочей жидкостью поступает из ЖГЭ 16 в емкость-сепаратор рабочей жидкости 17, где за счет снижения давления жидкостно-газовой смеси до ~0,11 МПа происходит сепарация рабочей жидкости от сероводородсодержащего газа. Отделенный сероводородсодержащий газ с верха емкости-сепаратора 17 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляется в систему сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа (или в факельную систему), а рабочую жидкость из куба сепаратора 17 через теплообменник-холодильник 18 циркуляционным насосом 19 возвращают в сопло ЖГЭ 16. При этом в качестве рабочей жидкости используют техническую воду, водонефтяную эмульсию или подготовленную нефть. Для сокращения потерь нефти (уноса легких бензиновых фракций) и сохранения высокого выхода товарной нефти от потенциала сепарацию сернистой нефти в сепараторе 15 проводят при остаточном давлении 0,07-0,05 МПа и температуре 30-60°С, при которых достигается удаление из нефти основного количества (до 90-98%) содержащегося сероводорода. Для уменьшения сероводородной и микробиологической коррозии аппаратов и трубопроводов НЭУ в состав циркулирующей рабочей жидкости ЖГЭ дополнительно вводят эффективное количество (50-500 г/м3) ингибитора коррозии-бактерицида, например продуктов взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с этаноламином и/или аммиаком (RU 2186957, RU 2191849, RU 2228946). В случае увеличения объема рабочей жидкости в сепараторе 17 выше допустимого за счет конденсации легких углеводородов и паров воды из жидкостно-газовой смеси, избыток рабочей жидкости выводится из сепаратора 17 по уровню раздела фаз жидкость-газ и направляется на установку подготовки нефти.Installation of oil refining works as follows. Oil prepared at UPN containing more than 300 ppm of hydrogen sulfide and more than 100 ppm of light methyl and ethyl mercaptans enters through the
Очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба сепаратора 15 центробежным насосом 10 подают в трубчатый реактор 11. При этом в поток нефти перед насосом 10 из емкости 5 насосом-дозатором 6 по трубопроводу 8 непрерывно вводят через форсунки 9 расчетное количество реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов. Потребное количество нейтрализатора рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в вакуумном сепараторе 15. В качестве эффективного реагента-нейтрализатора, обеспечивающего одновременную нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов в нефти, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином или аммиаком, предпочтительно с алканоламином или алкиламином (RU 2121492, RU 2187627, RU 2216568, RU 2228946 и др.) или продукт(ы) взаимодействия формальдегида с аммиаком и/или моноэтаноламином (RU 2186957, RU 2191849), или водно-щелочные растворы нитрита натрия (RU 2241018) или пероксида водорода (RU 2146693, RU 2182924).The oil purified from the main amount of hydrogen sulfide from the cube of the
Эффективное смешение нейтрализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 10, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель проточного типа. При дальнейшем движении реакционной смеси с температурой 25-60°С по трубчатому реактору 11, представляющему собой напорный нефтепровод расчетной длины, например, выполненный в виде змеевика и обеспечивающий минимально необходимое время контакта реагента с очищаемой нефтью (не менее 5-20 минут в зависимости от температуры нефти), протекают реакции нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов. Для дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор снабжают статическим смесителем 12 (одним или несколькими), например, представляющим собой диафрагменный смеситель или эмульсионный (смесительный) клапан. Реакционная смесь из трубчатого реактора 11 под своим давлением поступает в буферную емкость 13, где продолжаются реакции нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, если они не завершились в трубчатом реакторе, а также происходит отстой эмульсионной воды, которая периодически отводится в систему сбора и утилизации пластовой воды. Очищенная от остаточных количеств сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из буферной емкости 13 поступает на существующий узел учета и транспортировки товарной нефти (на схеме не показан).Effective mixing of the catalyst with the cleaned oil occurs in a
Последний вариант установки очистки нефти может быть использован на тех объектах добычи и подготовки сероводородсодержащей нефти, где отсутствует в требуемом количестве малосернистый или сероочищенный углеводородный (нефтяной или природный) газ.The last version of the oil refining unit can be used at those sites for the production and preparation of hydrogen sulfide-containing oil, where there is no required quantity of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon (oil or natural) gas.
Таким образом, как видно из вышеизложенного, предлагаемая установка (варианты) по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:Thus, as can be seen from the foregoing, the proposed installation (options) compared with the prototype has the following advantages:
- обеспечивается некоторое снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти (на 0,03-0,2 мас.% в зависимости от содержания сероводорода в очищаемой нефти);- provides a certain decrease in the total sulfur content in the refined salable oil (by 0.03-0.2 wt.% depending on the content of hydrogen sulfide in the refined oil);
- значительно снижается загрязнение очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода реагентом;- significantly reduces the pollution of refined crude oil with undesirable products of neutralization of hydrogen sulfide reagent;
- обеспечивается очистка нефти от легких меркаптанов до уровня современных требований;- provides oil refining from light mercaptans to the level of modern requirements;
- обеспечивается снижение содержания воды в товарной нефти;- provides a decrease in the water content in marketable oil;
- обеспечивается многократное сокращение расхода дорогостоящего реагента-нейтрализатора и, следовательно, существенное снижение материальных затрат при эксплуатации установки, а также уменьшение габаритов аппаратов узла приема и хранения нейтрализатора.- provides a multiple reduction in the cost of an expensive reagent-neutralizer and, therefore, a significant reduction in material costs during operation of the installation, as well as a decrease in the dimensions of the apparatus of the receiving and storage unit of the converter.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109675/15A RU2313563C1 (en) | 2006-03-15 | 2006-03-15 | Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109675/15A RU2313563C1 (en) | 2006-03-15 | 2006-03-15 | Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2313563C1 true RU2313563C1 (en) | 2007-12-27 |
Family
ID=39018930
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006109675/15A RU2313563C1 (en) | 2006-03-15 | 2006-03-15 | Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2313563C1 (en) |
-
2006
- 2006-03-15 RU RU2006109675/15A patent/RU2313563C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7144555B1 (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| US20130089480A1 (en) | Gas-Liquid Contactor | |
| RU56207U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| EA036132B1 (en) | High efficiency process for degassing of hydrogen sulfide from liquid sulfur | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| CN113046127A (en) | Demetallization of hydrocarbons | |
| CN102557300A (en) | Device and treatment method for desulfurizing and neutralizing liquefied gas alkaline mud | |
| RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
| RU63241U1 (en) | INSTALLATION OF OIL CLEANING FROM HYDROGEN SULFUR AND MERCAPTANES | |
| RU55631U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU2313563C1 (en) | Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| US7384617B2 (en) | Process and equipment for treating refinary gases containing hydrogen sulphide | |
| JP2012214594A (en) | Gas treatment method, and gas treatment apparatus | |
| EP3511310B1 (en) | Device and method for increasing the content of methane in a current of biogas by means of a low-pressure airlift system | |
| CN202430071U (en) | Device for desulfurizing and neutralizing caustic sludge of liquefied gas | |
| RU92421U1 (en) | PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2676055C1 (en) | Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions | |
| RU2456053C2 (en) | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| RU2557002C1 (en) | Method of oil preparation | |
| RU82698U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180316 |