RU2409609C1 - Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти - Google Patents
Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2409609C1 RU2409609C1 RU2009130118/04A RU2009130118A RU2409609C1 RU 2409609 C1 RU2409609 C1 RU 2409609C1 RU 2009130118/04 A RU2009130118/04 A RU 2009130118/04A RU 2009130118 A RU2009130118 A RU 2009130118A RU 2409609 C1 RU2409609 C1 RU 2409609C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- column
- columns
- separation
- hydrogen sulfide
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к подготовке нефти к транспортированию и направлено на совмещение технологий ее стабилизации и очистки от сероводорода и легких меркаптанов физическим методом на промыслах. Изобретение относится к способу стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающему ее нагрев и ректификацию в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения в низ и жидкого орошения в верх колонн, вывод дистиллята с верха колонн и разделение их на газ стабилизации и конденсат путем охлаждения и сепарации, вывод стабильных остатков с низа колонн и получение стабильной нефти путем их смешения, при этом процесс осуществляют при абсолютном давлении в колоннах 0,1-0,2 МПа, температуре нагрева нефти 120-160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне с использованием ниже точки ввода сырья контактных тарелок с минимальными размерами просечных элементов, со сливными устройствами удвоенной глубины. Технический результат - получение товарной нефти, удовлетворяющей современным требованиям по показателю стабильности и степени очистки от сероводорода и легких меркаптанов. 5 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится преимущественно к нефтедобывающей промышленности, а именно к подготовке сероводород- и меркаптансодержащей нефти к транспортированию.
На промыслах или на головных перекачивающих станциях нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкокипящих углеводородов, с целью сокращения потерь от испарения (Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972. с.194-196). В нефти присутствуют также серосодержащие соединения. Присутствие сероводорода и легких меркаптанов (в первую очередь метил- и этилмеркаптанов) придает нефти неприятный запах. Кроме того, эти компоненты являются высокотоксичными и коррозионноактивными, а потому подлежат удалению до отправки потребителю. Удаление основного количества их производится на стадиях сепарации и стабилизации совместно с попутными газами C1-C4, которые подвергают очистке на газоперерабатывающих заводах (Химия нефти и газа. Под редакцией Проскурякова В.А. Л.: Химия, 1981. - 358 с.). В соответствии с требованиями ГОСТ остаточное содержание сероводорода (H2S) и суммы метил- и этилмеркаптанов (C1SH и C2SH) в нефти не должно превышать соответственно 20 и 40 ppm (ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия.» М.: Госстандарт РФ, 2002 г.).
Известен способ обработки нефти, содержащей сероводород, включающий продувку нагретой до 100-120°С нефти чистым углеводородным газом в отпарной колонне специальной конструкции с подводом тепла в низ колонны (В.П.Тронов. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра, 1983, с.172-173).
Этот способ не ориентирован на удаление легких меркаптанов, при таких низких температурах они не переходят в достаточном количестве в газовую фазу.
Известен способ очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, совмещенный с ее стабилизацией, заключающийся в использовании насадочной колонны типа АВР (аппарат с вертикальными решетками) в присутствии отпаривающего агента, нагрева нефти до 160°С, отбора газовых и низкокипящих бензиновых компонентов в виде дистиллята с последующим его охлаждением, частичной конденсацией и сепарацией («Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов» // «НТ НЕФТЬ И ГАЗ» /Технология и оборудование подготовки и переработки нефти и газа/ http://www.ntng.ru/index1_4.html, 2007, ООО «НТ Нефть и газ».
Основным недостатком способа является существенное снижение выхода нефти - потеря ею ценных низкокипящих бензиновых компонентов.
Известен способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом при абсолютном давлении 0,1-0,6 МПа до достижения не более 87% степени удаления сероводорода в десорбционной колонне при температуре 20-70°С с использованием в качестве углеводородного газа очищенного от сероводорода газа сепарации нефти или природного газа в количестве 2,5-12 м3 на 1 м3 нефти (физическая очистка) с последующей очисткой остатка колонны от меркаптанов и остаточного сероводорода путем ввода химически активных нерегенерируемых реагентов (химическая очистка) (Патент РФ №2218974, кл. B01D 19/00 «Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти» / Фахриев A.M., Фахриев Р.А.).
Недостатком способа является необходимость химической очистки нефти и попадание продуктов реакции в товарную нефть, что может привести к отложению осадков.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ стабилизации нефти ректификацией по двухколонной схеме (Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973, с.151-153 - прототип).
В соответствии с известным способом (см. также Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972. с.194-196) обезвоженную и обессоленную нефть нагревают в теплообменниках до 150-200°С и разделяют на дистиллят и остаток в первой ректификационной колонне. Полученный путем охлаждения и сепарации дистиллята конденсат подвергают вторичной ректификации. Обе колонны орошают частью соответствующих конденсатов. Паровое орошение в низу колонны образуют с использованием подогревателей. Выходящий из сепараторов обеих колонн газ направляют в газосборные сети, балансовый избыток конденсата (нестабильный бензин) направляют на нефтеперерабатывающий завод. Остатком второй колонны восполняют утраченный нефтью бензиновый потенциал путем смешения с остатком первой колонны. Процесс проводят при следующих режимных параметрах:
- в первой колонне: давление (абсолютное) 0,5-0,7 МПа, температура верха ~100°С, температура низа 220-260°С;
- во второй колонне: давление (абсолютное) 1,0-1,2 МПа, температура верха 66-88°С, температура низа 110-150°С.
Обе колонны снабжены контактными и сливными устройствами. Разделение ректификацией позволяет регулировать глубину извлечения удаляемых компонентов за счет более четкого разделения компонентов при стабилизации нефти, совместить процессы стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Достоинством способа является также осуществление стабилизации и очистки нефти без применения реагентов, т.е. физическим методом.
Однако известный способ ориентирован больше на условия нефтеперерабатывающих заводов, чем на промысловые условия, и имеет следующие недостатки:
- большие энергозатраты, высокая температура;
- дополнительное образование сероводорода из-за разложения сераорганических соединений с низкой термостабильностью;
- получение сероводород- и меркаптансодержащих конденсатов (сжиженный газ и бензин), необходимость их транспортирования на очистку и переработку отдельно от нефти;
- низкий выход товарной нефти, потеря ею ценных низкокипящих бензиновых компонентов.
Задачей изобретения является совмещение технологий стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов физическим методом, ориентированное на условия нефтепромыслов.
Это достигается тем, что в предлагаемом способе стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающем ее нагрев и ректификацию в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения в низ и жидкого орошения в верх колонн и разделение их на газ стабилизации и конденсат путем охлаждения и сепарации, вывод стабильных остатков с низа колонн и получение стабильной нефти путем их смешения, процесс осуществляют при абсолютном давлении в колоннах 0,1…0,2 МПа, температуре нагрева нефти 120…160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне с использованием ниже точки ввода сырья контактных тарелок с минимальными размерами просечных элементов (например, мелкожалюзийного типа) со сливными устройствами удвоенной глубины.
Второе отличие заключается в использовании в качестве отпаривающего агента водяного пара в количестве 0,3…0,7% масс. на исходную нефть.
Третье отличие заключается в орошении верха первой колонны нефтью в количестве 5…15% при 40…80°С.
Четвертое отличие заключается в том, что охлаждение и сепарацию дистиллятов колонн осуществляют совместно.
Пятое отличие заключается в сепарации остатка первой колонны в буферной емкости - сепараторе за счет снижения давления относительно низа этой колонны.
Шестое отличие заключается в том, что ректификацию во второй колонне осуществляют в диапазоне температур 55…85°С.
Проведение процесса при абсолютном давлении в колоннах 0,1…0,2 МПа, температуре нефти 120…160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне обеспечивает необходимый отбор дистиллятов и требуемое качество остатков колонн. Такой результат становится возможным благодаря переводу процесса в область низких температур и низкого давления, при которых, как известно, резко повышается четкость разделения смесей (Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Рабинович Г.Г. и др.; Под ред. Е.Н.Судакова. - 3-е изд. - перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - c.222.).
Использование в первой колонне ниже точки ввода сырья контактных тарелок мелкожалюзийного типа с приведенными параметрами в указанных пределах обеспечивает практически беспровальность и высокую эффективность за счет мелкого диспергирования жидкой фазы на тарелке и взаимодействия с парогазовой фазой в струйном режиме в пространстве между тарелками. Кроме того, расширяется диапазон устойчивой работы тарелок и колонны в целом.
Использование сливных устройств удвоенной глубины позволяет транспортировать жидкость с тарелки в обход смежной тарелки. В результате жидкостная нагрузка тарелок снижается до двух раз, обеспечивается возможность существенного повышения производительности колонны, повышается разделительная способность (эффективность) тарелки за счет улучшения неблагоприятного для процесса ректификации мольного отношения жидкость/пар.
Использование водяного пара в качестве отпаривающего агента в первой колонне обеспечивает достаточную степень очистки основной массы нефти от сероводорода и легких меркаптанов при умеренном (0,3…0,7% масс.) его расходе. Улучшаются также условия конденсации дистиллята колонны в парогазовой фазе.
Орошение верха первой колонны нефтью в количестве 5…15% при 40…80°С позволяет проводить процесс при низком давлении за счет исключения подачи в колонну острого орошения.
Совместное осуществление охлаждения и сепарации дистиллятов колонн упрощает технологическую схему установки.
Сепарация остатка первой колонны в буферной емкости - сепараторе за счет снижения давления относительно низа этой колонны позволяет дополнительно удалить из нефти газовые компоненты и способствует тем самым снижению содержания в нефти сероводорода и легких меркаптанов и повышению глубины ее стабилизации.
Осуществление ректификации во второй колонне в области относительно низких температур (55…85°С) и давления (0,1…0,2 МПа) способствует повышению степени очистки и глубины стабилизации конденсата углеводородов.
Совокупность указанных отличительных признаков предлагаемого технического решения поставленной задачи позволяет получить товарную нефть, удовлетворяющую современным требованиям по показателю стабильности и степени очистки от сероводорода и легких меркаптанов.
На чертеже представлена принципиальная технологическая схема установки как один из возможных вариантов реализации способа.
Сероводород- и меркаптансодержащую нефть после стадий обессоливания и обезвоживания подают на установку по линии 1. Основную часть нефти направляют по линии 2 в теплообменник 3, где нефть нагревают за счет тепла остатка первой колонны. Далее этот поток направляют по линии 4 в печь 5, выводят из нее по линии 6 в виде парогазожидкостной смеси. Данную смесь делят на две части в пропорции, обеспечивающей примерно равное количество жидкости с учетом количества жидкости, образованной верхним орошением (в соответствии с технологическим расчетом), и вводят по линиям 7 и 8 в ректификационную колонну 9, снабженную тарелками с минимальными размерами просечного элемента 10 (например, Патент РФ №2236900, кл. B01J 19/32, 01.09.2003, «Перфорированное полотно для тепломассообменных устройств» / Сахаров В.Д. и др.) и каплеотбойником 11. Сливные устройства тарелок выше зоны питания имеют обычную глубину (равную расстоянию между тарелками), а ниже зоны питания - удвоенную глубину. Потоки 7 и 8 вводят порознь на две смежные тарелки и транспортируют также порознь по тарелкам с номерами разной четности жидкие фазы этих потоков. В качестве орошения в верх колонны 9 подают часть исходной нефти по линии 12. Паровое орошение в низу колонны создают путем ввода по линии 13 отпаривающего агента - водяного пара. Остаток колонны 9 подают самотеком по линии 14 в буферную емкость - сепаратор 15, выводят по линии 16 и насосом 17 подают по линии 18 в теплообменник 3, по линии 19 в теплообменник 20 и выводят по линии 21. С верха колонны 9 выводят по линии 22 дистиллят в парогазовой фазе и совместно с дистиллятом второй колонны, поступающим по линии 23, направляют по линии 24 на охлаждение воздухом и/или водой в соответствующий аппарат 25 и подают по линии 26 в газовый сепаратор 27. В этот аппарат направляют по линии 28 также газы из буферной емкости - сепаратора 15. Из газосепаратора 27 выводят концентрат сероводорода и легких меркаптанов в парогазовой фазе и направляют по линии 29 на химическую очистку. С низа газосепаратора 27 выводят тяжелую фазу жидкости (водяной конденсат) по линии 30, а легкую фазу жидкости (конденсат углеводородов) выводят по линии 31 и насосом 32 подают по линии 33 в колонну 34, оснащенную мелкожалюзийными тарелками 35 и каплеотбойником 36. С верха колонны 34 отбирают дистиллят, который направляют (по линии 23) на смешение с дистиллятом первой колонны. С низа колонны 34 по линии 37 выводят остаток и насосом 38 подают по линии 39 в кипятильник 40. Парогазовую фазу из кипятильника 40 подают в качестве орошения в колонну 34, а жидкую фазу (стабилизированный и очищенный от сероводорода и легких меркаптанов конденсат углеводородов) выводят по линии 42. Часть этого потока выводят по линии 43 и используют на промыслах для внутренних нужд в качестве растворителя, остальную часть подают по линии 44 на смешение с остатком первой колонны. Суммарный поток выводят с установки по линии 45 в качестве товарной нефти.
Описанный способ иллюстрируется расчетным примером, приведенным в таблицах 1-3. В таблице 1 приведена характеристика исходных продуктов и продуктов разделения; в таблице 2 приведена характеристика и режимные параметры основных аппаратов - ректификационных колонн; в таблицу 3 сведены основные показатели процесса. В скобках даны номера соответствующих потоков и структурных элементов установки.
Из представленных в таблицах 1-3 данных видно, что предлагаемый способ позволяет добиться достаточной глубины стабилизации нефти (давление насыщенного пара составляет 31 кПа), практически полностью очистить ее от сероводорода, уменьшить содержание метил- и этилмеркаптанов до 29 ppm при умеренном расходе водяного пара (0,4 кг на 1 тонну нефти) и достаточно высоком выходе товарной нефти: если условно отнести к потерям направляемый на очистку концентрат сероводорода и меркаптанов, а также дренированную воду, содержащуюся в исходной нефти, то выход товарной нефти составляет 98,55% масс.
Использование предлагаемого способа позволяет получить следующий положительный эффект:
- существенное упрощение технологической схемы установки;
- существенное снижение максимальной температуры процесса (с 220-260°С до 120-160°С), следствием чего является снижение энергозатрат на процесс и исключение опасности разложения серосодержащих соединений и образования дополнительного количества сероводорода;
- получение стабилизированной нефти практически без содержания сероводорода с остаточным содержанием метил- и этилмеркаптанов ниже нормы, установленной ГОСТ Р 51858;
- повышение выхода товарной нефти, сохранение в ней низкокипящих бензиновых компонентов;
- уменьшение числа получаемых продуктов, направляемых на переработку.
Таблица 1 | |
Наименование и размерность параметра | Численное значение параметра |
1 | 2 |
1. Нефть на очистку (1): | |
- расход, кг/ч | 400000 |
- расход, % масс. | 100 |
- плотность при 15°С, кг/м3 | 855,0 |
- молекулярная масса, кг/кмоль | 193,1 |
- содержание компонента (фракции), % масс.: | |
- газы (до С4 включительно) | 0,3340 |
в том числе H2S | 0,0322 |
в том числе C1SH | 0,0045 |
в том числе C2SH | 0,0131 |
- выкипающие до 36°С | 0,8240 |
- выкипающие до 85°С | 3,2982 |
- выкипающие до 180°С | 19,1952 |
- выкипающие до 360°С | 71,2552 |
- выкипающие выше 360°С | 28,2900 |
- H2O | 0,4548 |
2. Водяной пар в первую колонну (13): | |
- расход, кг/ч | 1600 |
- расход, %масс. | 0,400 |
- плотность при нормальных условиях, кг/нм3 | 0,804 |
- молекулярная масса, кг/кмоль | 18,02 |
- содержание компонента (фракции), % масс.: | |
- H2O | 100 |
Продолжение табл.1 | |
1 | 2 |
3. Очищенная стабильная (товарная) нефть (45): | |
- расход, кг/ч | 394197,1 |
- расход, % масс. | 98,5493 |
- плотность при 15°С, кг/м3 | 855,6 |
- молекулярная масса, кг/кмоль | 205,8 |
- содержание компонента (фракции), % масс.: | |
- газы (до С4 включительно) | 0,0031 |
в том числе H2S | 0,0000 |
в том числе C1SH | 0,0001 |
в том числе C2SH | 0,0028 |
- выкипающие до 36°С | 0,1532 |
- выкипающие до 85°С | 2,3120 |
- выкипающие до 180°С | 18,3609 |
- выкипающие до 360°С | 71,2569 |
- выкипающие выше 360°С | 28,7064 |
- H2O | 0,0367 |
4. Концентрат сероводорода и легких меркаптанов (29): | |
- расход, кг/ч | 4218,6 |
- расход, %масс. | 1,0546 |
- плотность при нормальных условиях, кг/нм3 | 4,461 |
- молекулярная масса, кг/кмоль | 61,78 |
- содержание компонента (фракции), % масс.: | |
- до С4 включительно | 31,2914 |
в том числе H2S | 3,0445 |
в том числе C1SH | 0,4191 |
в том числе C2SH | 0,9740 |
- C5 и выше кипящие | 66,5276 |
- H2O | 2,1810 |
Продолжение табл.1 | |
1 | 2 |
5. Водяной конденсат (30): | |
- расход, кг/ч | 3182,9 |
- расход, % масс. | 0,7957 |
- плотность при 15°С, кг/м3 | 1015 |
- молекулярная масса, кг/кмоль | 18,02 |
- содержание компонента (фракции), % масс.: | |
- Газы (до С4 включительно) | 0,0156 |
в том числе H2S | 0,0121 |
в том числе C1SH | 0,0017 |
в том числе C2SH | 0,0003 |
- H2O | 99,9844 |
Таблица 2 | |
Наименование и размерность параметра | Численное значение параметра |
1 | 2 |
1. Первая колонна(1): | |
- давление (абсолютное), МПа: | |
- верх | 0,115 |
- низ | 0,130 |
- температура, °С: | |
- ввод нефти | 135 |
- верх | 90 |
- низ | 129 |
- водяного пара | 158 |
Продолжение табл.2 | |
1 | 2 |
- диаметр аппарата, м | 3,2 |
- общее число тарелок, шт. | 24 |
- средняя эффективность тарелок | 0,6667 |
- число тарелок ниже ввода сырья, шт. | 16 |
- средняя эффективность тарелок ниже ввода сырья | 0,5625 |
- свободное сечение тарелок ниже ввода сырья, % | 8,0 |
- ширина мелких жалюзи, мм | 0,5 |
- длина мелких жалюзи, мм | 8 |
- площадь одной щели, мм2 | 2,75 |
- число щелей на одной тарелке, шт. | 233818 |
2. Вторая колонна (24): | |
- давление (абсолютное), МПа: | |
- верх | 0,115 |
- низ | 0,123 |
- температура, °С: | |
- ввод конденсата | 41 |
- верх | 55 |
- низ | 78 |
- диаметр аппарата, м | 1,2 |
- общее число тарелок, шт. | 12 |
- средняя эффективность тарелок | 1,0 |
Таблица 3 | |
Основные показатели процесса | Численное значение показателя |
1. Давление насыщенного пара, кПа: | |
- исходная нефть | 117 |
- товарная нефть | 31 |
- максимально допустимое значение | 66,7 |
2. Содержание сероводорода, ppm: | |
- исходная нефть | 322 |
- товарная нефть | 0 |
- максимально допустимое значение | 20 |
3. Степень очистки нефти от H2S, % масс. | 100 |
4. Минимально допустимая степень очистки нефти от H2S, % масс. | 93,78 |
5. Суммарное содержание C1SH и C2SH, ppm: | |
- исходная нефть | 176 |
- товарная нефть | 29 |
- максимально допустимое значение | 40 |
6. Степень очистки нефти от C1SH и C2SH, % масс. | 84,2 |
7. Минимально допустимая степень очистки нефти от C1SH | |
и C2SH, % масс. | 80,4 |
8. Выход нефти, % масс. | 98,55 |
9. Удельный расход водяного пара, кг/т | 4,0 |
10. Температура исходной нефти, °С | 55 |
11. Давление (абс.) исходной нефти, МПа | 0,8 |
12. Температура товарной нефти, °С | 60,6 |
13. Давление (абс.) товарной нефти, МПа | 0,5 |
Claims (6)
1. Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий ее нагрев и ректификацию в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения вниз и жидкого орошения вверх колонн, вывод дистиллята с верха колонн и разделение их на газ стабилизации и конденсат путем охлаждения и сепарации, вывод стабильных остатков с низа колонн и получение стабильной нефти путем их смешения, отличающийся тем, что процесс осуществляют при абсолютном давлении в колоннах 0,1-0,2 МПа, температуре нагрева нефти 120-160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне с использованием ниже точки ввода сырья контактных тарелок с минимальными размерами просечных элементов, со сливными устройствами удвоенной глубины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве отпаривающего агента используют водяной пар в количестве 0,3-0,7 мас.% на исходную нефть.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что верх первой колонны орошают нефтью в количестве 5-15% при 40-80°С.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что охлаждение и сепарацию дистиллятов колонн осуществляют совместно.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что остаток первой колонны подвергают сепарации в буферной емкости - сепараторе за счет снижения давления относительно низа колонны.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что ректификацию во второй колонне осуществляют в диапазоне температур 55-85°С.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009130118/04A RU2409609C1 (ru) | 2009-08-05 | 2009-08-05 | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009130118/04A RU2409609C1 (ru) | 2009-08-05 | 2009-08-05 | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2409609C1 true RU2409609C1 (ru) | 2011-01-20 |
Family
ID=46307626
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009130118/04A RU2409609C1 (ru) | 2009-08-05 | 2009-08-05 | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2409609C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485166C2 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИКТ СЕРВИС" | Способ (варианты) удаления сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их переработке |
RU2546668C1 (ru) * | 2013-12-30 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ и установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью |
RU2557002C1 (ru) * | 2014-06-19 | 2015-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Способ подготовки нефти |
RU2615412C1 (ru) * | 2015-11-10 | 2017-04-04 | Рустем Руждиевич Везиров | Способ разделения смесей с высоким содержанием жидкофазного продукта |
-
2009
- 2009-08-05 RU RU2009130118/04A patent/RU2409609C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КАСПАРЬЯНЦ К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. - М.: Недра, 1973, с.151-153. ГУРЕВИЧ И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972, с.194-196. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485166C2 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИКТ СЕРВИС" | Способ (варианты) удаления сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их переработке |
RU2546668C1 (ru) * | 2013-12-30 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ и установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью |
RU2557002C1 (ru) * | 2014-06-19 | 2015-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Способ подготовки нефти |
RU2615412C1 (ru) * | 2015-11-10 | 2017-04-04 | Рустем Руждиевич Везиров | Способ разделения смесей с высоким содержанием жидкофазного продукта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
TWI802566B (zh) | 蒸餾二甲亞碸的方法、及多級蒸餾塔 | |
CA2590468C (en) | Process for the dehydration of gases | |
EA014746B1 (ru) | Установка и способ сепарации конденсата газа из углеводородных смесей высокого давления | |
US10702799B2 (en) | Systems and methods for enhanced separation of hydrogen sulfide and ammonia in a hydrogen sulfide stripper | |
RU2409609C1 (ru) | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
JP2017505224A (ja) | ジメチル反応器の生成物ストリームから形成されたガス混合物の分離技術による加工処理 | |
CN105198711A (zh) | 一种焦化粗酚的精制装置和方法 | |
CN111097263B (zh) | 将烃基气体脱水的方法 | |
JPS5827961B2 (ja) | 蒸留性混合物の精留方法 | |
US5723026A (en) | Process for recovering pure benzene and pure toluene from aromatic hydrocarbon products | |
RU2372379C1 (ru) | Способ очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
RU2425090C1 (ru) | Способ стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов и сероводорода | |
US20140012058A1 (en) | Distillation column pressure control | |
JP2009275019A (ja) | 水−アルコール組成物の精製方法 | |
US4131538A (en) | Method of separating a predetermined fraction from petroleum oil using multistage evaporators | |
RU2557002C1 (ru) | Способ подготовки нефти | |
RU2451713C2 (ru) | Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве | |
RU2491981C1 (ru) | Способ очистки раствора диэтаноламина от примесей | |
JP4352752B2 (ja) | 精製アセトフェノンの製造方法 | |
RU2419479C2 (ru) | Способ получения одоранта для природного газа | |
RU2640533C2 (ru) | Способ выделения из технологического конденсата сероводорода и аммиака | |
JP2007269647A (ja) | α−メチルスチレンの精製方法 | |
RU2413751C1 (ru) | Способ комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти | |
RU2546668C1 (ru) | Способ и установка стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью | |
RU2692719C1 (ru) | Способ очистки технологических конденсатов с использованием промежуточной емкости |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140806 |