RU2316377C1 - Method of preparing hydrosulfide-containing oil - Google Patents

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: method comprises supplying hydrosulfide-containing gas generated in the separation stages to the flow of oil upstream of the introduction of oxidizer and supplying cleaned hydrocarbon gas to desorption tower downstream of introduction of oxidizer.

EFFECT: enhanced efficiency.

1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к способам подготовки нефти и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и метил- и этилмеркаптанов, преимущественно на объектах, где отсутствует система газосбора или расположенных на значительном расстоянии от установки очистки газа от сероводорода (УСО), либо на объектах, на которых отсутствует возможность транспортирования дополнительного объема сероводородсодержащего газа, образующегося в результате проведения очистки нефти от сероводорода и метил- и этилмеркаптанов, по существующему газопроводу без дополнительной прокладки газопровода подачи сероводородсодержащего газа до УСО.The invention relates to methods for the preparation of oil and can be used in the oil and gas industry in the preparation of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates with a high content of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans, mainly in facilities where there is no gas collection system or located at a considerable distance from the gas purification system from hydrogen sulfide (USO ), or at facilities where there is no possibility of transporting an additional volume of hydrogen sulfide-containing gas generated in As a result of purification of oil from hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans, through an existing gas pipeline without additional laying of a gas pipeline supplying hydrogen sulfide gas to OOF.

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание [Позднышев Г.Н., Соколов А.Г. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода. Обзорная информация, 1984, с.34-35].A known method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, dehydration and desalination [Pozdnyshev GN, Sokolov AG The exploitation of deposits and the preparation of oil with a high content of hydrogen sulfide. Survey Information, 1984, p. 34-35].

Недостатком данного способа является то, что после подготовки сероводородсодержащей нефти, прошедшей сепарацию при обычной и повышенной температуре, не достигается эффективное удаление сероводорода из нефти и его содержание в подготавливаемой нефти не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в товарной нефти не должна превышать 20 млн^-1 (ppm).The disadvantage of this method is that after the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, which has been separated at ordinary and elevated temperatures, effective removal of hydrogen sulfide from oil is not achieved and its content in the produced oil does not meet the requirements of GOST R 51858-2002, according to which the mass fraction of hydrogen sulfide in marketable oil should not exceed 20 million ^-1 (ppm).

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в концевом сепараторе при подаче 5-20 м³ очищенного газа на 1 тонну нефти и температуре проведения процесса отдувки нефти 30-70°С [пат. РФ №2071377, В01D 53/52, 19/00, опубл. 10.01.97, Бюл. №1].A known method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation and blowing purified from hydrogen sulfide hydrocarbon gas in the end separator when applying 5-20 m ^{3 of} purified gas per 1 ton of oil and the temperature of the process of oil blowing 30-70 ° C [US Pat. RF №2071377, B01D 53/52, 19/00, publ. 01/10/97, Bull. No. 1].

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность удаления сероводорода из нефти. После проведения процессов сепарации и отдувки нефти остаточная массовая доля сероводорода в товарной нефти не удовлетворяет предъявляемым ГОСТ 51858-2002 нормам. Проведение отдувки нефти с высоким удельным расходом углеводородного газа приводит к снижению выхода товарной нефти из-за увеличения потерь ценных углеводородов C₄ и выше с газом отдувки.The disadvantage of this method is the lack of efficiency in removing hydrogen sulfide from oil. After the separation and stripping processes, the residual mass fraction of hydrogen sulfide in marketable oil does not meet the standards imposed by GOST 51858-2002. Carrying out oil blowing with a high specific consumption of hydrocarbon gas leads to a decrease in the yield of salable oil due to an increase in the loss of valuable hydrocarbons of C ₄ and higher with the blowing gas.

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, последовательный ввод в нефть при перемешивании азотсодержащего основного и/или щелочного реагента и окислителя с последующей сепарацией [пат. РФ №2196804, С10G 27/06, 27/12, В01D 19/00, опубл. 20.01.03, Бюл. №2].Closest to the proposed method is the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, stripping with hydrocarbon gas in a desorption column, sequential introduction of nitrogen-containing basic and / or alkaline reagent and oxidizing agent into the oil with subsequent separation [US Pat. RF №2196804, С10G 27/06, 27/12, В01D 19/00, publ. 01/20/03, Bull. No. 2].

Известный способ позволяет снизить массовую долю сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в товарной нефти до требований ГОСТ 51858-2002 при сочетании физических (сепарация и отдувка нефти углеводородным газом в колонне) и химического (окисление сероводорода путем введения в нефть при перемешивании азотсодержащего основного и/или щелочного реагента и окислителя) методов удаления сероводорода из нефти. При этом отдувка нефти осуществляется углеводородным газом, не содержащим сероводорода, или природным газом до достижения не более 85%-й степени ее очистки от сероводорода, после чего в нефть вводят при перемешивании азотсодержащий основной и/или щелочной реагент и окислитель. Для доведения качества нефти по давлению насыщенных паров (ДНП) до требований ГОСТ 51858-2002 после проведения очистки нефти от сероводорода и меркаптанов осуществляется процесс сепарации нефти.The known method allows to reduce the mass fraction of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in commercial oil to the requirements of GOST 51858-2002 by combining physical (separation and blowing off oil with hydrocarbon gas in the column) and chemical (oxidation of hydrogen sulfide by introducing nitrogen-containing basic and / or alkaline reagent and oxidizing agent) methods for removing hydrogen sulfide from oil. In this case, the oil is blown off with hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide or natural gas until it reaches a maximum of 85% degree of its purification from hydrogen sulfide, after which a nitrogen-containing basic and / or alkaline reagent and an oxidizing agent are introduced into the oil with stirring. In order to bring the oil quality by saturated vapor pressure (DNP) to the requirements of GOST 51858-2002, after the oil is purified from hydrogen sulfide and mercaptans, the oil separation process is carried out.

Недостатком указанного способа является то, что при проведении отдувки сероводородсодержащей нефти газом, не содержащим сероводорода, образуется значительное количество сероводородсодержащего газа в результате перехода сероводорода и легких углеводородов из нефти в объем газа. Первоначально проектная производительность УСО и диаметры газопроводов подачи сероводородсодержащего газа от установок подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) до УСО рассчитаны на объемы поступления сероводородсодержащего газа, выделившегося в процессе сепарации нефти на дожимных насосных станциях (ДНС) и УПВСН. Увеличение объемов поступления сероводородсодержащего газа на УСО вследствие проведения отдувки нефти приводит к увеличению потерь давления на отдельных участках существующего газопровода и, как следствие, необходимости повышения давления нагнетания сероводородсодержащего газа на компрессорных станциях (КС) для транспортировки его от УПВСН до УСО. Ввиду отсутствия возможности повышения давления на КС без дополнительной ступени компремирования сероводородсодержащего газа, а также, учитывая требования по ограничению давления в газопроводе, транспортировка сероводородсодержащего газа без дополнительной прокладки газопровода, в большинстве случаев, не представляется возможной. Это влечет за собой дополнительные затраты, связанные с прокладкой дополнительного газопровода подачи сероводородсодержащего газа от УПВСН до УСО.The disadvantage of this method is that when the hydrogen sulfide-containing oil is blown off with a gas not containing hydrogen sulfide, a significant amount of hydrogen sulfide-containing gas is formed as a result of the transition of hydrogen sulfide and light hydrocarbons from oil to the gas volume. Initially, the design capacity of the OPS and the diameters of the gas lines for supplying hydrogen sulfide gas from the sour oil treatment units (UPVSN) to the OSS are calculated on the volumes of the supply of hydrogen sulfide gas released during the oil separation at booster pump stations (BPS) and UPVSN. An increase in the volumes of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the exhaust gas system as a result of oil blowing leads to an increase in pressure losses in certain sections of the existing gas pipeline and, as a result, the need to increase the discharge pressure of hydrogen sulfide-containing gas at compressor stations (KS) for its transportation from UPVSN to USO. Due to the lack of the possibility of increasing pressure on the compressor station without an additional stage of compression of the hydrogen sulfide-containing gas, and also, given the requirements for limiting the pressure in the gas pipeline, transportation of hydrogen sulfide-containing gas without additional laying of the gas pipeline, in most cases, is not possible. This entails additional costs associated with laying an additional gas pipeline supplying hydrogen sulfide gas from UPVSN to USO.

После проведения процесса окисления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов кислородом воздуха вследствие наличия в составе нефти значительного количества азота, привнесенного в нефть со сжатым воздухом, требуется последующее проведение процесса сепарации нефти при давлении, близком к атмосферному, для доведения значения ДНП нефти до требований ГОСТ 51858-2002. Проведение процесса сепарации нефти приводит к снижению объема выхода товарной нефти вследствие увеличения потерь нефти с газом сепарации. В составе газа сепарации мольная доля азота составляет более 50%. Компремирование незначительных объемов газа сепарации с высокой мольной долей азота и подача его по отдельному газопроводу в систему газосбора, а также использование этого газа в технологических целях, в большинстве случаев, нецелесообразно. При этом газ сепарации сбрасывают на свечу рассеивания.After the process of oxidation of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans with atmospheric oxygen due to the presence of a significant amount of nitrogen in the oil, introduced into the oil with compressed air, the subsequent process of oil separation at a pressure close to atmospheric is required to bring the value of the DNP of the oil to the requirements of GOST 51858 2002. The process of oil separation leads to a decrease in the volume of output of marketable oil due to an increase in oil losses with gas separation. In the composition of the separation gas, the molar fraction of nitrogen is more than 50%. Compensation of insignificant volumes of separation gas with a high molar fraction of nitrogen and its supply through a separate gas pipeline to the gas collection system, as well as the use of this gas for technological purposes, in most cases, is impractical. In this case, the separation gas is discharged onto the scattering candle.

На объектах подготовки сероводородсодержащей нефти, на которых отсутствует система газосбора или расположенных на значительном расстоянии от УСО, сероводородсодержащий газ, выделившийся в процессе сепарации нефти, а также образующийся в результате проведения отдувки нефти сжигается на факелах. При этом на факелах сжигаются как легкие углеводороды C_1-3, так и ценные бензиновые фракции, входящие в состав газа сепарации и отдувки. Это приводит к существенному снижению объема выхода товарной нефти, а сжигание значительного количества сероводородсодержащего газа на факелах к загрязнению окружающей среды сернистыми соединениями.At the facilities for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, which do not have a gas collection system or located at a considerable distance from the OSS, the hydrogen sulfide-containing gas released during the oil separation process, as well as that resulting from oil blowing, is flared. At the same time, both light hydrocarbons C _1-3 and valuable gasoline fractions included in the gas of separation and blowing are flared. This leads to a significant decrease in the volume of output of marketable oil, and the burning of a significant amount of hydrogen sulfide-containing gas in flares leads to environmental pollution by sulfur compounds.

Технической задачей предлагаемого способа является снижение массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов до требований ГОСТ 51858-2002, увеличение выхода товарной нефти, снижение негативного влияния продуктов сгорания сероводородсодержащего газа на окружающую среду вследствие снижения объемов поступления сероводородсодержащего газа на факел, снижение затрат, связанных с подготовкой сероводородсодержащей нефти.The technical objective of the proposed method is to reduce the mass fraction of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans to the requirements of GOST 51858-2002, increase the yield of marketable oil, reduce the negative impact of the products of combustion of hydrogen sulfide-containing gas on the environment due to a decrease in the flow of hydrogen sulfide-containing gas to the flare, and reduce costs associated with preparation of hydrogen sulfide-containing oil.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, последовательный ввод в нефть при перемешивании азотсодержащего основного и/или щелочного реагента и окислителя с последующей сепарацией.The stated technical problem is solved by the described method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, stripping with hydrocarbon gas in a desorption column, sequential introduction of nitrogen-containing basic and / or alkaline reagent and oxidizing agent into the oil with subsequent separation.

Новым является то, что сероводородсодержащий газ, выделившийся на ступенях сепарации, подают в поток товарной нефти перед вводом окислителя, а очищенный от сероводорода углеводородный газ со ступеней сепарации после подачи окислителя подают на отдувку нефти в десорбционную колонну.What is new is that the hydrogen sulfide-containing gas released at the separation stages is supplied to the crude oil stream before the oxidizer is introduced, and the hydrocarbon gas purified from hydrogen sulfide from the separation stages after the oxidizing agent is fed to the oil stripping into the desorption column.

Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.

В процессе подготовки сероводородсодержащей нефти перед вводом окислителя в нефть подают сероводородсодержащий газ, выделившийся со ступеней сепарации. Для проведения процесса окисления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов кислородом воздуха требуется полное растворение кислорода в нефти. В связи с этим процесс окисления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов осуществляется в реакторе под высоким давлением. Подача сероводородсодержащего газа под высоким давлением в нефть перед вводом окислителя приводит к растворению газа в нефти. В результате чего, в состав нефти переходит значительное количество легких углеводородов и сероводорода. После проведения окисления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в нефти и снижения массовой доли сероводорода в ней до значения ниже 20 и 40 ppm соответственно требуется проведение последующей сепарации в целях снижения ДНП нефти до требований ГОСТ 51858-2002. В процессе сепарации нефти образуется значительное количество углеводородного газа, не содержащего сероводорода, в котором присутствует азот, привнесенный с воздухом. При этом объем выделившегося при сепарации газа зависит от количества сероводородсодержащего газа, подаваемого в нефть перед проведением процесса окисления сероводорода, так как в составе газа сепарации, в основном, присутствуют легкие углеводороды, привнесенные с сероводородсодержащим газом в нефть. Подача сероводородсодержащего газа в нефть перед окислением сероводорода приводит к снижению мольной доли азота в газе сепарации и, как следствие, возможности использования этого газа как для отдувки нефти в десорбционной колонне, так и для технологических целей (например, для нагрева нефти в печах). Использование газа сепарации для отдувки нефти позволяет исключить потери нефти с газом сепарации. При этом не требуется подача на отдувку нефти в десорбционную колонну и в печи дополнительного объема газа, не содержащего сероводорода, или природного газа, а для окисления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в нефти требуется меньший расход реагента. В процессе подготовки сероводородсодержащей нефти исключаются затраты, связанные с прокладкой дополнительного газопровода подачи газа, не содержащего сероводорода, с УСО до УПВСН и газопровода подачи сероводородсодержащего газа с УПВСН до УСО, а также строительства отдельной УСО вблизи объекта.In the process of preparing hydrogen sulfide-containing oil, hydrogen sulfide-containing gas released from the separation stages is fed before the oxidizing agent is introduced into the oil. For the process of oxidation of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans with atmospheric oxygen, complete dissolution of oxygen in oil is required. In this regard, the process of oxidation of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans is carried out in a reactor under high pressure. The supply of hydrogen sulfide-containing gas under high pressure to the oil before the introduction of the oxidizing agent leads to the dissolution of the gas in the oil. As a result, a significant amount of light hydrocarbons and hydrogen sulfide is transferred to the oil. After the oxidation of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in oil and a decrease in the mass fraction of hydrogen sulfide in it to below 20 and 40 ppm, respectively, subsequent separation is required to reduce the DNP of oil to the requirements of GOST 51858-2002. In the process of oil separation, a significant amount of hydrocarbon gas is produced that does not contain hydrogen sulfide, in which there is nitrogen introduced with air. The volume of gas released during the separation depends on the amount of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the oil before the process of oxidation of hydrogen sulfide, since the composition of the separation gas mainly contains light hydrocarbons introduced with the hydrogen sulfide-containing gas into the oil. The supply of hydrogen sulfide-containing gas to oil before the oxidation of hydrogen sulfide leads to a decrease in the molar fraction of nitrogen in the separation gas and, as a result, the possibility of using this gas both for blowing off oil in a desorption column and for technological purposes (for example, for heating oil in furnaces). The use of gas separation for stripping oil eliminates the loss of oil with gas separation. At the same time, an additional volume of gas not containing hydrogen sulfide or natural gas is required to supply oil to the stripping column and in the furnace for oxidation of hydrogen sulfide, and methyl and ethyl mercaptans in oil require a lower consumption of reagent. In the process of preparing hydrogen sulfide-containing oil, the costs associated with laying an additional gas pipeline for supplying gas not containing hydrogen sulfide from OVS to UPVSN and a gas pipeline for supplying hydrogen sulfide-containing gas from UPVSN to OVS, as well as the construction of a separate OVS near the facility, are excluded.

Предлагаемая технологическая установка способа подготовки сероводородсодержащей нефти представлена на чертеже.The proposed process unit for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil is presented in the drawing.

Схема включает подающий трубопровод 1 сырой нефти, нефтегазовый сепаратор 2 первой ступени сепарации, нефтегазовый сепаратор 3 второй ступени сепарации, установку нагрева и глубокого обезвоживания и обессоливания нефти 4, десорбционную колонну 5, газопровод 6 подачи газа в колонну, газопровод 7 подачи сероводородсодержащего газа на УСО, нефтегазовый сепаратор 8 низкого давления, смеситель 9, трубопровод 10 подачи реагента, узел дозирования реагента 11, газопровод 12 подачи сероводородсодержащего газа, трубопровод 13 подачи окислителя, реактор 14, сепаратор 15 высокого давления, газопровод 16 подачи газа сепарации, сепаратор 17 низкого давления, трубопровод 18 отвода товарной нефти.The scheme includes a feed pipeline 1 of crude oil, an oil and gas separator 2 of the first separation stage, an oil and gas separator 3 of the second separation stage, a heating and deep dehydration and desalination unit 4, a desorption column 5, a gas supply pipe 6 to the column, a gas supply pipe 7 for supplying hydrogen sulfide gas to USO , low-pressure oil and gas separator 8, mixer 9, reagent supply line 10, reagent dosing unit 11, hydrogen sulfide-containing gas supply line 12, oxidizer supply line 13, reactor 1 4, a high pressure separator 15, a gas pipeline 16 for separating gas, a low pressure separator 17, a pipe 18 for the removal of commercial oil.

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти осуществляется следующим образом.A method of preparing hydrogen sulfide-containing oil is as follows.

Сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2 первой ступени сепарации. Затем нефть через сепаратор 3 второй ступени сепарации подают на установку нагрева, глубокого обезвоживания и обессоливания нефти 4. Обессоленную нефть подают в верхнюю часть десорбционной колонны 5. В нижнюю часть десорбционной колонны по газопроводу 6 подается газ сепарации. С десорбционной колонны сероводородсодержащий газ по газопроводу 7 поступает на УСО, а нефть через сепаратор низкого давления 8 поступает в смеситель 9 (насос). Перед смесителем в поток нефти по трубопроводу 10 с узла дозирования 11 подается реагент. Наиболее оптимальным вариантом смешения реагента с нефтью является вариант его подачи перед центробежным насосом, так как насос дополнительно выполняет функцию смесителя. В смесителе происходит эффективное перемешивание реагента с нефтью. Далее в нефть по газопроводу 12 подают сероводородсодержащий газ. При этом количество сероводородсодержащего газа, подаваемого в нефть, зависит от условий эксплуатации каждого нефтепромыслового объекта и от требуемого объема потребления газа для технологических или других нужд объекта. После подачи сероводородсодержащего газа в нефть по трубопроводу 13 вводят окислитель. После проведения процесса окисления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в реакторе 14 нефть подают в сепаратор высокого давления 15. Очищенный от сероводорода углеводородный газ, выделившийся в процессе сепарации нефти, по газопроводу 16 подают на отдувку нефти в десорбционную колонну и в печи. При этом периодически определяют массовую долю сероводорода в нефти до и после десорбционной колонны. Эффективность удаления сероводорода из нефти в результате проведения ее отдувки в десорбционной колонне регулируют расходом очищенного от сероводорода углеводородного газа, подаваемого на отдувку нефти. Далее нефть подают в сепаратор 17 низкого давления. После сепаратора товарная нефть по трубопроводу 18 поступает на сдачу в магистральный нефтепровод.Crude hydrogen sulfide-containing oil is piped 1 to a separator 2 of the first separation stage. Then the oil through the separator 3 of the second stage of separation is fed to the installation of heating, deep dehydration and desalination of oil 4. Desalted oil is fed to the upper part of the desorption column 5. In the lower part of the desorption column through the gas pipeline 6 is fed to the separation gas. From the desorption column, the hydrogen sulfide-containing gas through the gas pipeline 7 is supplied to the OOF, and oil through the low-pressure separator 8 enters the mixer 9 (pump). In front of the mixer, a reagent is fed into the oil stream through a pipeline 10 from a metering unit 11. The most optimal option for mixing the reagent with oil is the option of supplying it to the centrifugal pump, since the pump additionally serves as a mixer. In the mixer, the reagent is effectively mixed with oil. Next, hydrogen sulfide-containing gas is supplied to oil through a gas pipeline 12. The amount of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the oil depends on the operating conditions of each oil field facility and on the required gas consumption for technological or other needs of the facility. After supplying a hydrogen sulfide-containing gas to the oil, an oxidizing agent is introduced via line 13. After the process of oxidation of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in the reactor 14, oil is supplied to a high pressure separator 15. The hydrocarbon gas purified from the hydrogen sulfide released during the oil separation process is fed through gas line 16 to the oil stripping in the desorption column and in the furnace. In this case, periodically determine the mass fraction of hydrogen sulfide in oil before and after the desorption column. The efficiency of removing hydrogen sulfide from oil as a result of its blowing in a desorption column is regulated by the flow rate of hydrocarbon gas purified from hydrogen sulfide supplied to the oil blowing. Next, the oil is fed to the low pressure separator 17. After the separator, marketable oil is delivered through pipeline 18 for delivery to the main oil pipeline.

Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях и иллюстрируется следующими примерами.The proposed method is tested in laboratory conditions and is illustrated by the following examples.

Пример 1 (прототип). Сероводородсодержащую нефть, отобранную после ступени глубокого обессоливания с мольной долей сероводорода 420 ppm, загружают в термостатированную модель десорбционной колонны после предварительной ее продувки в течение 15 минут углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Продувка газом необходима для удаления воздуха из модели десорбционной колонны и предотвращения окисления сероводорода кислородом воздуха. Модель десорбционной колонны снабжена фильтром Шотта для равномерного распределения газа по сечению модели десорбционной колонны и кольцами Рашига. Процесс отдувки нефти проводится при температуре 45°С и атмосферном давлении углеводородным газом, не содержащим сероводорода, до достижения 80%-ной степени очистки нефти от сероводорода. Сероводородсодержащий газ с модели десорбционной колонны, выделившийся в процессе отдувки нефти, пропускают через два последовательных дрекселя с раствором ацетата кадмия для поглощения сероводорода из газа. После проведения отдувки нефти определяют удельный расход сероводородсодержащего газа отдувки (из расчета на 1 тонну нефти, подаваемой на очистку от H₂S и метил- и этилмеркаптанов). Затем нефть при температуре 45°С загружают в реакционную камеру и при перемешивании вводят 25% водный раствор аммиака, взятый из расчета 1,5 моль NH₄OH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух при давлении 0,6 МПа. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до атмосферного. После сепарации нефти при температуре 45°С и атмосферном давлении определяют остаточную массовую долю сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в нефти, а также количество товарной нефти и газа сепарации.Example 1 (prototype). Hydrogen sulfide-containing oil, selected after a deep desalination stage with a molar fraction of hydrogen sulfide of 420 ppm, is loaded into a thermostated model of the desorption column after preliminary purging it for 15 minutes with hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide. Gas purging is necessary to remove air from the desorption column model and to prevent the oxidation of hydrogen sulfide by atmospheric oxygen. The desorption column model is equipped with a Schott filter for uniform distribution of gas over the cross section of the desorption column model and Raschig rings. The process of oil stripping is carried out at a temperature of 45 ° C and atmospheric pressure with a hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide until an 80% degree of purification of oil from hydrogen sulfide is achieved. Hydrogen sulfide-containing gas from the desorption column model, which was released during oil stripping, is passed through two successive drexels with a solution of cadmium acetate to absorb hydrogen sulfide from the gas. After oil stripping, the specific consumption of hydrogen sulfide-containing stripping gas is determined (based on 1 ton of oil supplied for purification from H ₂ S and methyl and ethyl mercaptans). Then, the oil is loaded into the reaction chamber at a temperature of 45 ° C and 25% aqueous ammonia solution is taken with stirring, taken at the rate of 1.5 mol of NH ₄ OH per 1 mol of hydrogen sulfide. Next, compressed air is supplied to the oil at a pressure of 0.6 MPa. The reaction mixture is stirred, after which the pressure in the reaction chamber is reduced to atmospheric. After oil separation at a temperature of 45 ° C and atmospheric pressure, the residual mass fraction of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in oil is determined, as well as the amount of commercial oil and gas separation.

Условия и результаты опыта приведены в таблице.The conditions and results of the experiment are shown in the table.

Примеры 2-5. Сероводородсодержащую нефть, отобранную после ступени глубокого обессоливания с мольной долей сероводорода 420 ppm, загружают в реакционную камеру и при температуре нефти, равной 45°С, проводят сепарацию нефти при атмосферном давлении. Затем в нефть при перемешивании вводят 25% водный раствор аммиака, взятый из расчета 1,5 моль NH₄OH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух при давлении 0,6 МПа. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до атмосферного. После проведения процесса сепарации нефти осуществляют отбор газа, выделившегося из нефти, а также определяют удельный его расход. Затем этот очищенный от сероводорода углеводородный газ подают в нижнюю часть модели десорбционной колонны. В верхнюю ее часть подают следующую пробу сероводородсодержащей нефти, отобранной после ступени обессоливания. При этом процесс отдувки проводится при температуре 45°С и абсолютном давлении 0,12 МПа. После проведения отдувки нефти определяют удельный расход сероводородсодержащего газа. Далее в нефть подают 25%-ный водный раствор аммиака, взятый из расчета 1,5 моль NH₄OH на 1 моль сероводорода. Затем в нефть подают сероводородсодержащий газ с мольной долей сероводорода, равной 3,5%. Удельный расход сероводородсодержащего газа, подаваемого в нефть, составляет: 0,5 м³ на 1 м³ нефти (пример 2); 1 м³ на 1 м³ нефти (пример 3); 3 м³ на 1 м³ нефти (пример 4); 5 м³ на 1 м³ нефти (пример 5). После подачи сероводородсодержащего газа в нефть подают сжатый воздух при давлении 0,6 МПа. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до атмосферного. После сепарации нефти при температуре 45°С и атмосферном давлении определяют остаточную массовую долю сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в нефти, а также количество товарной нефти и газа сепарации.Examples 2-5. Hydrogen sulfide-containing oil, selected after a deep desalination stage with a molar fraction of hydrogen sulfide of 420 ppm, is loaded into the reaction chamber and, at an oil temperature of 45 ° C, the oil is separated at atmospheric pressure. Then, 25% aqueous ammonia solution, taken from the calculation of 1.5 mol of NH ₄ OH per 1 mol of hydrogen sulfide, is introduced into the oil with stirring. Next, compressed air is supplied to the oil at a pressure of 0.6 MPa. The reaction mixture is stirred, after which the pressure in the reaction chamber is reduced to atmospheric. After the oil separation process, the gas released from the oil is selected and its specific consumption is determined. This hydrogen sulfide-free hydrocarbon gas is then fed to the bottom of the desorption column model. The following sample of hydrogen sulfide-containing oil taken after the desalination stage is fed to its upper part. The process of blowing is carried out at a temperature of 45 ° C and an absolute pressure of 0.12 MPa. After carrying out oil stripping, the specific consumption of hydrogen sulfide-containing gas is determined. Next, a 25% aqueous solution of ammonia is taken into the oil, taken from the calculation of 1.5 mol of NH ₄ OH per 1 mol of hydrogen sulfide. Then, hydrogen sulfide-containing gas with a mole fraction of hydrogen sulfide equal to 3.5% is supplied to the oil. The specific consumption of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the oil is: 0.5 m ³ per 1 m ^{3 of} oil (example 2); 1 m ³ per 1 m ^{3 of} oil (example 3); 3 m ³ per 1 m ^{3 of} oil (example 4); 5 m ³ per 1 m ^{3 of} oil (example 5). After supplying a hydrogen sulfide-containing gas, compressed air is supplied to the oil at a pressure of 0.6 MPa. The reaction mixture is stirred, after which the pressure in the reaction chamber is reduced to atmospheric. After oil separation at a temperature of 45 ° C and atmospheric pressure, the residual mass fraction of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in oil is determined, as well as the amount of commercial oil and gas separation.

Условия и результаты опытов приведены в таблице.The conditions and results of the experiments are shown in the table.

Данные, представленные в таблице, показывают, что после проведения очистки нефти значения массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в нефти соответствуют требованиям ГОСТ 51858-2002. При этом проведение очистки нефти по предлагаемому способу позволяет значительно снизить поступление дополнительного количества сероводородсодержащего газа на УСО (факел), а также увеличить количество товарной нефти по сравнению со способом подготовки сероводородсодержащей нефти по прототипу. Из таблицы видно, что при удельном расходе сероводородсодержащего газа, подаваемого в нефть, равном 3 м³/м³ нефти, дополнительное количество сероводородсодержащего газа снижается на 5,3 м³/т очищаемой от сероводорода и метил- и этилмеркаптанов нефти, а количество товарной нефти увеличивается на 5,1 кг/т нефти. При этом удельный расход газа сепарации, выделившегося из нефти, составляет 4,6 м³/м³ нефти, а удельный расход газа, подаваемого на отдувку нефти в десорбционную колонну, составляет 1,9 м³/м³ нефти. Следовательно, при указанных условиях проведения процесса очистки нефти от сероводорода и метил- и этилмеркаптанов имеется возможность использования остального объема газа сепарации (2,7 м³/м³ нефти) для технологических целей (например, для нагрева нефти в печах). Однако удельный расход сероводородсодержащего газа, подаваемого в нефть перед вводом окислителя, определяется исходя из условий на каждом нефтепромысловом объекте, а также требуемого объема потребления газа, не содержащего сероводорода, выделившегося со ступени сепарации после проведения процесса окисления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в нефти. Так при указанных условиях проведения процесса очистки нефти от сероводорода и метил- и этилмеркаптанов и требуемого объема потребления удельного расхода газа, не содержащего сероводорода, равного 2,5-2,7 м³/м³ нефти, удельный расход сероводородсодержащего газа, подаваемого в нефть, не должен превышать 3 м³/м³ нефти.The data presented in the table show that after oil refining, the values of the mass fraction of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in oil comply with the requirements of GOST 51858-2002. At the same time, carrying out oil refining according to the proposed method can significantly reduce the supply of additional amounts of hydrogen sulfide-containing gas to the USO (torch), as well as increase the amount of marketable oil compared to the method for preparing hydrogen sulfide-containing oil according to the prototype. The table shows that with a specific consumption of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the oil equal to 3 m ³ / m ^{3 of} oil, the additional amount of hydrogen sulfide-containing gas is reduced by 5.3 m ³ / t of oil being purified from hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans, and the amount of marketable oil increases by 5.1 kg / t of oil. In this case, the specific consumption of separation gas released from the oil is 4.6 m ³ / m ^{3 of} oil, and the specific consumption of gas supplied to the oil stripping into the desorption column is 1.9 m ³ / m ^{3 of} oil. Therefore, under the specified conditions for the process of oil purification from hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans, it is possible to use the remaining volume of separation gas (2.7 m ³ / m ³ oil) for technological purposes (for example, for heating oil in furnaces). However, the specific consumption of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the oil before the oxidizer is introduced is determined based on the conditions at each oil field object, as well as the required volume of gas consumption that does not contain hydrogen sulfide released from the separation stage after the oxidation of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in oil. So under the specified conditions for the process of purification of oil from hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans and the required volume of consumption of a specific gas flow rate not containing hydrogen sulfide equal to 2.5-2.7 m ³ / m ³ oil, the specific consumption of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the oil should not exceed 3 m ³ / m ^{3 of} oil.

Предлагаемое сочетание физических (многоступенчатая сепарация нефти, отдувка нефти углеводородным газом в десорбционной колонне) и химического (процесс окисления) методов удаления сероводорода и метил- и этилмеркаптанов позволяет:The proposed combination of physical (multi-stage oil separation, oil stripping with hydrocarbon gas in a desorption column) and chemical (oxidation process) methods for removing hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans allows:

- повысить качество товарной нефти за счет снижения массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов в ней до требуемых ГОСТ Р 51858-2002 значений;- to improve the quality of marketable oil by reducing the mass fraction of hydrogen sulfide and methyl and ethyl mercaptans in it to the values required by GOST R 51858-2002;

- увеличить объем выхода товарной нефти за счет исключения потерь нефти с газом сепарации;- increase the volume of output of marketable oil by eliminating the loss of oil with gas separation;

- снизить негативное влияние продуктов сгорания сероводородсодержащего газа на окружающую среду вследствие снижения объемов поступления сероводородсодержащего газа на факел;- reduce the negative impact of the products of combustion of hydrogen sulfide gas on the environment due to a decrease in the flow of hydrogen sulfide gas to the flare;

- увеличить безаварийный срок службы оборудования и нефтепроводов за счет снижения сероводородной коррозии, предотвратить загрязнение окружающей среды сернистыми соединениями при транспортировке и хранении товарной нефти;- to increase the trouble-free service life of equipment and oil pipelines by reducing hydrogen sulfide corrosion, to prevent environmental pollution by sulfur compounds during transportation and storage of marketable oil;

- снизить затраты, связанные с подготовкой сероводородсодержащей нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002, за счет снижения металлоемкости газопровода подачи сероводородсодержащего газа с УПВСН на установку его подготовки и исключения необходимости прокладки дополнительного газопровода транспортировки очищенного от сероводорода газа с УСО до УПВСН. Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти технологичен и прост в исполнении. Его реализация возможна как на существующих УПВСН, так и на вновь проектируемых установках.- reduce the costs associated with the preparation of hydrogen sulfide-containing oil to the requirements of GOST R 51858-2002, by reducing the metal consumption of the gas pipeline supplying hydrogen sulfide gas from UPVSN for the installation of its preparation and eliminating the need to lay an additional gas pipeline for transportation of gas purified from hydrogen sulfide from USO to UPVSN. The proposed method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil is technologically advanced and simple to implement. Its implementation is possible both on existing UPVSN, and on newly designed installations.

Условия и результаты опытовTest conditions and results № опытаExperience number Массовая доля H₂S в нефти после десорбционной колонны, ppmMass fraction of H ₂ S in oil after a desorption column, ppm Удельный расход сероводородсодержащего газа, подаваемого в нефть, м³/м³ Specific consumption of hydrogen sulfide-containing gas supplied to oil, m ³ / m ³ Удельный расходSpecific consumption Условия проведения отдувки нефтиOil Stripping Conditions Удельный расход газа сепарации, подаваемого на отдувку, м³/м³ нефтиSpecific consumption of separation gas supplied to the stripping, m ³ / m ³ oil Количество (выход) товарной нефти, кг/т нефтиAmount (yield) of marketable oil, kg / t of oil Поступление дополнительного количества сероводородсодержащего газа на УСО (факел), м³/т нефтиReceipt of an additional amount of hydrogen sulfide-containing gas at USO (torch), m ³ / t of oil Массовая доля в товарной нефти, ppmMass fraction in marketable oil, ppm сжатого воздуха, м³/м³ нефтиcompressed air, m ³ / m ³ oil газа сепарации, выделившегося после окисления Н₂S и метил- и этилмеркаптанов, м³/м³ нефтиgas separation released after oxidation of H ₂ S and methyl and ethyl mercaptans, m ³ / m ³ oil Температура нефти, °СOil temperature, ° С Абсолютное давление в колонне, МПаAbsolute pressure in the column, MPa H₂SH ₂ s метил- и этилмеркаптановmethyl and ethyl mercaptans 1*one* 8080 -- 0,160.16 0,90.9 4545 0,120.12 22 992,0992.0 5,95.9 отс.out отс.out 22 185185 0,50.5 0,470.47 1,51,5 4545 0,120.12 1,31.3 998,4998.4 2,02.0 отс.out отс.out 33 185185 1one 0,520.52 1,91.9 4545 0,120.12 1,31.3 998,2998.2 1,681.68 отс.out отс.out 4four 120120 33 0,630.63 4,64.6 4545 0,120.12 1,91.9 997,1997.1 0,610.61 55 отс.out 55 8585 55 0,630.63 8,88.8 4545 0,120.12 2,52,5 996,0996.0 00 77 отс.out * опыт проведен аналогично прототипу* experiment carried out similarly to the prototype

Claims (1)

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, последовательный ввод в нефть при перемешивании азотсодержащего основного и/или щелочного реагента и окислителя с последующей сепарацией, отличающийся тем, что сероводородсодержащий газ, выделившийся на ступенях сепарации, подают в поток товарной нефти перед вводом окислителя, а очищенный от сероводорода углеводородный газ со ступеней сепарации после подачи окислителя подают на отдувку нефти в десорбционную колонну.A method of preparing hydrogen sulfide-containing oil, including multi-stage separation, stripping with hydrocarbon gas in a desorption column, sequentially introducing a nitrogen-containing main and / or alkaline reagent and oxidizing agent into the oil with stirring, followed by separation, characterized in that the hydrogen sulfide-containing gas released at the separation stages is fed into the flow of salable oil before entering the oxidizing agent, and the hydrocarbon gas purified from hydrogen sulfide from the separation stages after the oxidizing agent is fed and in a desorption column.