RU2283856C2 - Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process - Google Patents
Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283856C2 RU2283856C2 RU2003137543/04A RU2003137543A RU2283856C2 RU 2283856 C2 RU2283856 C2 RU 2283856C2 RU 2003137543/04 A RU2003137543/04 A RU 2003137543/04A RU 2003137543 A RU2003137543 A RU 2003137543A RU 2283856 C2 RU2283856 C2 RU 2283856C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- sodium
- nitrite
- gas
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 130
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 107
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title abstract description 18
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 60
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 52
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 50
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 30
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 27
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims abstract description 27
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 21
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims abstract description 21
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 19
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 19
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical class CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims description 22
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 13
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 12
- -1 methyl- Chemical group 0.000 claims description 7
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 2
- BVDWVDXBKZSKNT-UHFFFAOYSA-N OS(O)=O.OS(=O)S(O)=O Chemical compound OS(O)=O.OS(=O)S(O)=O BVDWVDXBKZSKNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 100
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical group [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 11
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract description 7
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 6
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000003513 alkali Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 231100001231 less toxic Toxicity 0.000 abstract 1
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 10
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 10
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- SLJZVMHAAOMEAA-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanol;methanol Chemical class OC.NCCO SLJZVMHAAOMEAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 3
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000005365 aminothiol group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 2
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- ANDLFOXYQTZHHK-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanol;methanol Chemical class OC.OC.NCCO ANDLFOXYQTZHHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- QAWTYRYXDYHQNU-UHFFFAOYSA-N diazathiane Chemical class NSN QAWTYRYXDYHQNU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- GRWZHXKQBITJKP-UHFFFAOYSA-L dithionite(2-) Chemical compound [O-]S(=O)S([O-])=O GRWZHXKQBITJKP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002897 organic nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N propane-1-thiol Chemical class CCCS SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сернистых нефтей, газоконденсатов и их смесей (далее нефти) с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов.The invention relates to methods for preparing oil for transport and can be used in the oil industry in the preparation of sulfur oils, gas condensates and mixtures thereof (hereinafter oil) with a high content of hydrogen sulfide and mercaptans.
Известен способ подготовки сырой нефти путем ее многоступенчатой сепарации, включающий подачу углеводородного газа, выделившегося на первой ступени сепарации, в последующую ступень. При этом газ на отдувку подают в количестве 1-3 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на концевую ступень сепарации (авт. свид. СССР №1431798, В 01 D 19/00, 1988 г.).A known method for the preparation of crude oil by its multi-stage separation, including the supply of hydrocarbon gas released in the first separation stage, to the next stage. In this case, gas is supplied to the stripping in an amount of 1-3 m 3 per 1 m 3 of oil supplied to the end separation stage (ed. Certificate of the USSR No. 1431798, 01 D 19/00, 1988).
Недостатком данного способа является то, что при подготовке нефти, содержащей сероводород, не достигается эффективного удаления сероводорода, и подготовленная нефть по остаточному содержанию сероводорода не удовлетворяет предъявляемым требованиям.The disadvantage of this method is that in the preparation of oil containing hydrogen sulfide, efficient removal of hydrogen sulfide is not achieved, and the prepared oil does not meet the requirements for the residual content of hydrogen sulfide.
Известен также способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в концевой ступени сепарации (в концевом сепараторе) при температуре 30-70°С и удельном расходе очищенного газа 5-20 м3/т нефти. При этом очистку газов сепарации от сероводорода проводят прямым каталитическим окислением кислородом воздуха при соотношении Н2S:O2=1:(0,55-0,6) с последующим выделением из очищенных газов образующейся элементарной серы (пат. РФ №2071377, В 01 D 19/00, 1997 г.).There is also known a method of preparing hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation and blowing off hydrocarbon gas purified from hydrogen sulfide in the end separation stage (in the end separator) at a temperature of 30-70 ° C and a specific gas flow rate of 5-20 m 3 / t of oil. In this case, the separation gas from hydrogen sulfide is cleaned by direct catalytic oxidation with atmospheric oxygen at a ratio of H 2 S: O 2 = 1: (0.55-0.6), followed by the release of elementary sulfur from purified gases (US Pat. RF No. 2071377, B 01 D 19/00, 1997).
Основным недостатком указанного способа является недостаточно высокая степень очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, т.к. легкие меркаптаны, особенно этилмеркаптан и пропилмеркаптаны, трудно поддаются отдувке углеводородным газом. При проведении процесса указанным способом остаточное содержание сероводорода в подготовленной нефти составляет в пределах 31-64 ppm при удельном расходе отдувочного газа 5 м3/т нефти и 24-57 ppm при расходе газа 20-25 м3/т нефти. Однако в соответствии с требованиями и нормами нового ГОСТ Р 51858-2002 на нефть остаточное содержание сероводорода в подготовленной для транспорта нефти не должно превышать 20 ppm и метил-, этилмеркаптанов в сумме 40 ppm. Кроме того, указанный способ предусматривает использование достаточно сложного для осуществления в промысловых условиях нового процесса сероочистки углеводородного газа прямым каталитическим окислением кислородом воздуха. Это ограничивает практическое использование данного способа на существующих установках подготовки сероводородсодержащей нефти, где уже имеется узел сероочистки газов сепарации растворами этаноламинов.The main disadvantage of this method is the insufficiently high degree of purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans, because light mercaptans, especially ethyl mercaptan and propyl mercaptans, are difficult to blow off with hydrocarbon gas. When carrying out the process in this way, the residual content of hydrogen sulfide in the prepared oil is in the range of 31-64 ppm with a specific consumption of stripping gas of 5 m 3 / t of oil and 24-57 ppm with a gas flow of 20-25 m 3 / t of oil. However, in accordance with the requirements and norms of the new GOST R 51858-2002 for oil, the residual content of hydrogen sulfide in the oil prepared for transport should not exceed 20 ppm and methyl, ethyl mercaptans in the amount of 40 ppm. In addition, this method involves the use of a complex process for the desulfurization of a hydrocarbon gas by direct catalytic oxidation with atmospheric oxygen, which is quite complicated for a field process. This limits the practical use of this method in existing plants for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, where there is already a site for desulfurization of gas separation with ethanolamine solutions.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом при давлении 0,1-0,6 МПа до достижения не более 90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода и последующую нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов введением в нефть при перемешивании и при температуре 10-70°С моно- и/или диметанолэтаноламинов - продуктов взаимодействия моноэтаноламина с формальдегидом (преимущественно формалином), предпочтительно взятых из расчета 4-15 г нейтрализатора на 1 г остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. При этом отдувку углеводородным газом ведут в ступени сепарации низкого давления или в дополнительной десорбционной колонне, предпочтительно при температуре 25-70°С до достижения 60-90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода. Причем в качестве углеводородного газа на отдувку преимущественно подают предварительно очищенный от сероводорода газ сепарации нефти или природный газ, предпочтительно взятый из расчета 2,5-12 м3 на 1 м3 нефти, и очистку отдувочного газа от сероводорода проводят путем контактирования с регенерируемым раствором этаноламинов или водно-щелочным раствором хелатного соединения железа, или с нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и моноэтаноламина (заявка №2002112350/15 от 07.05.2002 г. с решением ФИПС о выдаче патента от 09.07.2003 г., В 01 D 19/00, опубл. Бюл. №34, 2002 г.).Closest to the proposed invention is a method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, stripping with hydrocarbon gas at a pressure of 0.1-0.6 MPa to achieve no more than 90% degree of removal of hydrogen sulfide contained in the oil and the subsequent neutralization of the residual amounts of hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans by introducing into the oil with stirring and at a temperature of 10-70 ° С mono- and / or dimethanol-ethanolamines - the products of the interaction of monoethanolamine with formaldehyde (mainly formalin), preferably taken from the calculation of 4-15 g of neutralizer per 1 g of residual hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans. In this case, hydrocarbon gas stripping is carried out in a low pressure separation stage or in an additional desorption column, preferably at a temperature of 25-70 ° C until a 60-90% degree of removal of hydrogen sulfide contained in the oil is achieved. Moreover, as a hydrocarbon gas, the pre-purified oil separation gas or natural gas, preferably taken from the calculation of 2.5-12 m 3 per 1 m 3 of oil, is predominantly purged from the hydrogen sulfide, and the purification gas from the hydrogen sulfide is carried out by contacting with a regenerated solution of ethanolamines or an aqueous-alkaline solution of a chelated iron compound, or with a non-regenerable absorption solution based on formalin and monoethanolamine (application No. 20022112350/15 of 05/07/2002 with the FIPS decision on the grant of a patent of 07/09/2003 ., 01 D 19/00, publ. Bull. No. 34, 2002).
Указанный способ обеспечивает получение товарной нефти с остаточным содержанием сероводорода менее 20 ppm и легких метил-, этилмеркаптанов менее 40 ppm, т.е. соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по их содержанию, без увеличения потерь легких бензиновых фракций нефти с отдувочным газом и, следовательно, при сохранении высокого выхода товарной нефти. Недостатком данного способа являются загрязнение подготовленной товарной нефти азоторганическими соединениями - аминосульфидами и аминотиолами, образующимися в результате протекания реакций нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов применяемыми метанолэтаноламинами, сравнительно высокие стоимость и расход, а также неприятный запах и токсичность применяемых метанолэтаноламинов. Кроме того, использование метанолэтаноламинов - продуктов взаимодействия моноэтаноламина с формальдегидом для доочистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов не обеспечивает одновременную нейтрализацию содержащихся в нефти органических (нафтеновых) кислот, диоксида углерода и снижение кислотности и, следовательно, коррозионности подготовленной товарной нефти. Эти недостатки снижают эффективность процесса в целом и препятствуют его широкому использованию в промышленности.The specified method provides for the production of marketable oil with a residual hydrogen sulfide content of less than 20 ppm and light methyl-, ethyl mercaptans less than 40 ppm, i.e. corresponding to the requirements of GOST R 51858-2002 in their content, without increasing losses of light gasoline fractions of oil with stripping gas and, therefore, while maintaining a high yield of salable oil. The disadvantage of this method is the contamination of the prepared crude oil with organo-nitrogen compounds - aminosulfides and aminothiols resulting from neutralization reactions of residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans with methanol ethanolamines, the relatively high cost and expense, as well as the unpleasant odor and toxicity of methanol ethanolamines used. In addition, the use of methanol-ethanolamines, the products of the interaction of monoethanolamine with formaldehyde, for the purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans does not simultaneously neutralize the organic (naphthenic) acids and carbon dioxide contained in the oil and reduce the acidity and, therefore, corrosion of prepared crude oil. These disadvantages reduce the efficiency of the process as a whole and prevent its widespread use in industry.
Задачей изобретения является повышение эффективности процесса за счет исключения загрязнения подготовленной товарной нефти нежелательными азоторганическими соединениями, использования дешевого химического реагента-нейтрализатора без неприятного запаха, уменьшения его удельного расхода, а также снижения кислотности и коррозионности подготовленной товарной нефти.The objective of the invention is to increase the efficiency of the process by eliminating contamination of the prepared crude oil with undesirable organic nitrogen compounds, using a cheap chemical neutralizing reagent without an unpleasant odor, reducing its specific consumption, as well as reducing the acidity and corrosion of the prepared crude oil.
Согласно изобретению названный технический результат достигается описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом до достижения не более 90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода и последующую нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть при перемешивании эффективного количества химического реагента-нейтрализатора, в котором в качестве последнего в нефть вводят водно-щелочной раствор нитрита натрия с водородным показателем рН не ниже 11,0 (предпочтительно не ниже 11,5) или водный раствор сульфита и бисульфита (гидросульфита) натрия.According to the invention, the named technical result is achieved by the described method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, stripping with hydrocarbon gas to achieve no more than 90% degree of removal of hydrogen sulfide contained in the oil and the subsequent neutralization of the residual amounts of hydrogen sulfide by adding an effective amount of a chemical reagent to the oil a catalyst in which, as the last, an aqueous-alkaline solution of sodium nitrite with hydrogen is introduced into the oil pH of at least 11.0 (preferably at least 11.5) or an aqueous solution of sodium sulfite and bisulfite (hydrosulfite).
При этом используют 20-40%-ный водно-щелочной раствор нитрита натрия и вводят его в нефть из расчета 0,9-2 моль, предпочтительно 1-1,5 моль нитрита на 1 моль остаточного сероводорода. В другом варианте осуществления предлагаемого способа используют 18-40%-ный водный раствор сульфита и бисульфита натрия, предпочтительно содержащий сульфит и бисульфит в мольном соотношении 1:(0,3-0,9), и вводят его в нефть из расчета не менее 1 моль, предпочтительно 1,2-2 моль сульфита натрия на 1 моль остаточного сероводорода. Причем при подготовке нефти, содержащей сероводород и меркаптаны, в нефть вводят 20-40%-ный водно-щелочной раствор нитрита натрия, предпочтительно взятый из расчета 1-2 моль нитрита на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. Для снижения расхода применяемого нитрита натрия или сульфита и бисульфита натрия часть отработанного раствора реагента после отделения от подготовленной нефти возвращают в технологический процесс (в случае, когда реагент вводят в нефть в избытке от стехиометрии реакций нейтрализации остаточного сероводорода, т.е. в мольном соотношении более 1:1).In this case, a 20-40% aqueous-alkaline solution of sodium nitrite is used and it is introduced into the oil at the rate of 0.9-2 mol, preferably 1-1.5 mol of nitrite per 1 mol of residual hydrogen sulfide. In another embodiment of the proposed method, an 18-40% aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite is used, preferably containing sulfite and bisulfite in a molar ratio of 1: (0.3-0.9), and it is introduced into the oil at a rate of at least 1 mol, preferably 1.2-2 mol of sodium sulfite per 1 mol of residual hydrogen sulfide. Moreover, when preparing oil containing hydrogen sulfide and mercaptans, a 20-40% aqueous-alkaline solution of sodium nitrite is introduced into the oil, preferably taken at the rate of 1-2 mol of nitrite per 1 mol of residual hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans. To reduce the consumption of sodium nitrite or sodium sulfite and sodium bisulfite used, a part of the spent reagent solution after separation from the prepared oil is returned to the process (in the case when the reagent is introduced into the oil in excess of the stoichiometry of neutralization reactions of residual hydrogen sulfide, i.e. in a molar ratio of more 1: 1).
Отдувку углеводородным газом ведут в ступени сепарации низкого давления (в концевом сепараторе) или в дополнительной десорбционной колонне (десорбере) при температуре 25-80°С и давлении 0,1-0,5 МПа до достижения 55-90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода. В качестве углеводородного газа на отдувку преимущественно подают предварительно очищенный от сероводорода газ сепарации нефти или малосернистый попутный нефтяной газ, или природный газ, предпочтительно взятый из расчета 2,5-10 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на отдувку. При этом очистку газа сепарации сероводородсодержащей нефти, подаваемого на отдувку, проводят известным способом, предпочтительно путем контактирования с регенерируемым водным раствором этаноламинов (моно-, диэтаноламина и/или метилдиэтаноламина) или водно-щелочным раствором хелатного соединения железа (см. авт. свид. СССР №1287346, В 01 D 53/14, Бюл. №13, 1995 г. и др.), или нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и моноэтаноламина (пат. РФ №2108850, В 01 D 53/14, 1998 г.).Hydrocarbon gas stripping is carried out in a low pressure separation stage (in the end separator) or in an additional desorption column (stripper) at a temperature of 25-80 ° С and a pressure of 0.1-0.5 MPa until a 55-90% degree of removal of the contained in hydrogen sulfide oil. As a hydrocarbon gas, the pre-treatment is preferably preliminarily purified from hydrogen sulfide, oil separation gas or low-sulfur associated petroleum gas, or natural gas, preferably taken from the calculation of 2.5-10 m 3 per 1 m 3 of oil supplied to the blow-off. In this case, the gas of the separation of hydrogen sulfide-containing oil, which is fed to the blow-off, is purified by a known method, preferably by contacting with a regenerated aqueous solution of ethanolamines (mono-, diethanolamine, and / or methyldiethanolamine) or an aqueous-alkaline solution of an iron chelate compound (see Auth. USSR. No. 1287346, 01 D 53/14, Bull. No. 13, 1995, etc.), or an unregenerated absorption solution based on formalin and monoethanolamine (US Pat. RF No. 2108850, 01 D 53/14, 1998) .
Для приготовления применяемого в предлагаемом способе 20-40%-ного водно-щелочного раствора нитрита преимущественно используют товарные нитрит натрия технический по ГОСТ 19906 или натрий азотистокислый в растворе по ТУ 38.1021278-90 (выпускаемые отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе для применения в качестве ингибитора атмосферной коррозии, противоморозной добавки к бетонам и т.д.), а в качестве щелочного агента раствора - гидроксид натрия по ГОСТ 11078 или ГОСТ 2263 или гидроксид калия по ГОСТ 9285 и/или водорастворимый органический амин, предпочтительно триэтаноламин технический по ТУ 6-02-916-79 и/или гексаметилентетрамин технический по ГОСТ 1381.For the preparation of the 20-40% aqueous alkaline nitrite solution used in the proposed method, commercial sodium nitrite technical according to GOST 19906 or sodium nitrite in solution according to TU 38.1021278-90 (manufactured by the domestic industry on a large-scale scale for use as an atmospheric corrosion inhibitor) is mainly used , antifrosty additives to concrete, etc.), and as the alkaline agent of the solution - sodium hydroxide according to GOST 11078 or GOST 2263 or potassium hydroxide according to GOST 9285 and / or water-soluble organic min, preferably triethanolamine TU 6-02-916-79 technical and / or hexamethylenetetramine technical GOST 1381.
Для приготовления 18-40%-ного водного раствора сульфита и бисульфита натрия используют товарные сульфит натрия технический по ГОСТ 903 или ГОСТ 5644 и бисульфит натрия технический по ГОСТ 902. Следует указать, что применяемый 18-40%-ный водный раствор сульфита и бисульфита натрия может быть приготовлен путем добавления расчетного количества серной или соляной кислоты в 20-45%-ный водный раствор сульфита натрия, при котором в растворе образуется необходимое количество бисульфита натрия по реакции:To prepare an 18-40% aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite, commercial sodium sulfite technical in accordance with GOST 903 or GOST 5644 and technical sodium bisulfite in accordance with GOST 902 are used. It should be noted that the applied 18-40% aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite can be prepared by adding the calculated amount of sulfuric or hydrochloric acid to a 20-45% aqueous solution of sodium sulfite, in which the required amount of sodium bisulfite is formed in the solution by the reaction:
или добавлением в 40-45%-ный водный раствор бисульфита натрия расчетного количества водного раствора гидроксида натрия для образования в используемом растворе необходимого количества сульфита натрия по реакции:or by adding to the 40-45% aqueous solution of sodium bisulfite a calculated amount of an aqueous solution of sodium hydroxide to form the required amount of sodium sulfite in the solution used in the reaction:
Отличительными признаками предлагаемого способа являются проведение нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов введением в нефть после отдувки 20-40%-ного водно-щелочного раствора нитрита натрия с рН не ниже 11,0 (предпочтительно с рН не ниже 11,5) или 18-40%-ного водного раствора сульфита и бисульфита натрия, взятого в вышеуказанном оптимальном мольном соотношении, а также преимущественное использование в качестве щелочного агента водно-щелочного раствора нитрита натрия именно гидроксида щелочного металла и/или водорастворимого органического амина.Distinctive features of the proposed method are the neutralization of residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans by introducing into the oil after blowing a 20-40% aqueous alkaline solution of sodium nitrite with a pH of at least 11.0 (preferably with a pH of at least 11.5) or 18- 40% aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite, taken in the above optimal molar ratio, as well as the predominant use as an alkaline agent of an aqueous alkaline solution of sodium nitrite is precisely an alkali metal hydroxide and / or water soluble organic amine.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет технического решения, аналогичного по заявляемой совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям "новизна" и "изобретательский уровень".An analysis of the known technical solutions selected in the search process showed that in science and technology in this area there is no technical solution similar to the claimed combination of features and advantages, which allows us to conclude that its criteria are “novelty” and “inventive step”.
Необходимость и целесообразность использования нитрита щелочного металла в виде водно-щелочного раствора с рН не ниже 11,0 (предпочтительно с рН не ниже 11,5) обусловлено тем, что в кислой и нейтральной средах нитриты окисляют сероводород с низкой скоростью и выделением нежелательных оксидов азота (NO+NO2), а в щелочной среде при рН выше 11,0-11,5 - с достаточно высокой скоростью и образованием аммиака, который при температурах подготовки нефти (25-80°С и выше) далее взаимодействует с содержащимися в обрабатываемой нефти нефтяными (нафтеновыми) кислотами, тем самым одновременно достигается снижение кислотности и коррозионности подготовленной товарной нефти. Следует указать, что эффективное снижение кислотности и коррозионности сырой нефти при обработке ее газообразным или жидким аммиаком при температурах 25-50°С и выше и давлениях 100-400 кПа подробно описано и экспериментально подтверждено в пат. США №6258258, C 10 G 17/22, 2001 г. В предлагаемом способе аммиак образуется в результате протекания реакций окисления сероводорода и легких меркаптанов нитритом непосредственно в нефти и далее расходуется на нейтрализацию содержащихся нефтяных кислот и других кислых примесей (CO2, фенолов и т.п.), в результате чего отпадает необходимость специальной обработки нефти аммиаком с целью снижения ее кислотности и коррозионности. Дополнительное введение в раствор нитрита органического амина (преимущественно доступного и недорогого триэтаноламина) обусловлена также тем, что нитриты селективно окисляют сероводород в основном до элементной серы, которая в присутствии амина (и образующегося аммиака) в качестве катализатора далее взаимодействует с содержащимися в нефти меркаптанами с образованием высококипящих нетоксичных и некоррозионных диалкилди- и диалкилтрисульфидов, в результате чего исключается загрязнение подготовленной товарной нефти элементной серой. Таким образом, при проведении процесса предлагаемым способом исключается загрязнение нефти нежелательными азоторганическими соединениями (аминосульфидами и аминотиолами) и элементной серой.The necessity and expediency of using alkali metal nitrite in the form of an aqueous alkaline solution with a pH of at least 11.0 (preferably with a pH of at least 11.5) is due to the fact that in acidic and neutral environments nitrites oxidize hydrogen sulfide at a low rate and release undesirable nitrogen oxides (NO + NO 2 ), and in an alkaline environment at a pH above 11.0-11.5 - with a fairly high speed and the formation of ammonia, which at oil preparation temperatures (25-80 ° C and above) further interacts with those contained in the processed petroleum petroleum (naphthenic) acids Thus, at the same time, a reduction in the acidity and corrosion of prepared crude oil is achieved. It should be noted that the effective reduction in the acidity and corrosion of crude oil when it is treated with gaseous or liquid ammonia at temperatures of 25-50 ° C and above and pressures of 100-400 kPa is described in detail and experimentally confirmed in US Pat. USA No. 6258258, C 10 G 17/22, 2001. In the proposed method, ammonia is formed as a result of oxidation of hydrogen sulfide and light mercaptans with nitrite directly in oil and then spent on the neutralization of contained petroleum acids and other acidic impurities (CO 2 , phenols and etc.), as a result of which there is no need for special treatment of oil with ammonia in order to reduce its acidity and corrosion. An additional introduction of an organic amine into the nitrite solution (mainly available and inexpensive triethanolamine) is also due to the fact that nitrites selectively oxidize hydrogen sulfide mainly to elemental sulfur, which, in the presence of amine (and ammonia formed), further interacts with mercaptans in the oil to form high-boiling non-toxic and non-corrosive dialkyl di- and dialkyl trisulphides, as a result of which contamination of prepared crude oil by elemental sulfur is excluded . Thus, when carrying out the process by the proposed method, oil pollution by undesired organo-nitrogen compounds (aminosulfides and aminothiols) and elemental sulfur is eliminated.
Предлагаемое мольное соотношение NaNO2:H2S связано со стехиометрией протекающих реакций окисления сероводорода и легких меркаптанов и установлено экспериментально. При соотношениях NaNO2:Н2S ниже 0,9:1 не достигается снижение остаточного содержания сероводорода в товарной нефти 20 ppm и менее, а увеличение соотношения выше 2:1 экономически нецелесообразно. Предлагаемая концентрация нитрита в растворе (20-40%) является оптимальной, т.к. применение более разбавленного раствора (т.е. менее 20%) приводит к увеличению содержания воды в подготовленной нефти, а увеличение концентрации нитрита более 40% нецелесообразно из-за повышения вероятности выпадения осадка (кристаллизации) при использовании нейтрализатора в зимнее время. Возврат в технологический процесс отделенного от подготовленной нефти отработанного раствора нейтрализатора, содержащего в своем составе непрореагировавший нитрит, а также образовавшиеся нафтенаты аммония и натрия (являющиеся известными эффективными эмульгаторами) позволяет снизить расход нитрита на процесс, способствует образованию эмульсии нефти с применяемым раствором нитрита, улучшению его диспергирования в нефти и повышению эффективности нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов.The proposed molar ratio of NaNO 2 : H 2 S is associated with the stoichiometry of the oxidation reactions of hydrogen sulfide and light mercaptans and has been established experimentally. At ratios of NaNO 2 : H 2 S below 0.9: 1, a decrease in the residual hydrogen sulfide content in crude oil of 20 ppm or less is not achieved, and an increase in the ratio above 2: 1 is not economically feasible. The proposed concentration of nitrite in the solution (20-40%) is optimal, because the use of a more dilute solution (i.e., less than 20%) leads to an increase in the water content in the prepared oil, and an increase in the nitrite concentration of more than 40% is impractical due to the increased likelihood of precipitation (crystallization) when using a neutralizer in winter. The return to the technological process of the spent neutralizer solution, separated from the prepared oil, containing unreacted nitrite, as well as the formed ammonium and sodium naphthenates (which are known as effective emulsifiers), allows to reduce the nitrite consumption in the process, contributes to the formation of an oil emulsion with the nitrite solution used, and its dispersion in oil and increase the efficiency of neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans.
Мольное соотношение сульфит, бисульфит натрия : сероводород также связано со стехиометрией протекающих реакций взаимодействия сероводорода с сульфитом и бисульфитом натрия:The molar ratio of sulfite, sodium bisulfite: hydrogen sulfide is also associated with the stoichiometry of the reactions of hydrogen sulfide with sulfite and sodium bisulfite:
При их мольном соотношении менее 1:1 не достигается снижения содержания сероводорода в подготовленной товарной нефти до 20 ppm и менее, а увеличение соотношения более 2:1 экономически нецелесообразно. Предлагаемое мольное соотношение сульфит : бисульфит 1:(0,3-0,9) в применяемом растворе является оптимальным и установлено экспериментально. Целесообразность использования водного раствора, содержащего избыточное количество сульфита натрия, чем требуется по стехиометрии вышеуказанной реакции, обусловлена тем, что часть содержащегося во вводимом растворе сульфита натрия взаимодействует с содержащимися в нефти карбоновыми (нафтеновыми) кислотами и другими кислыми примесями нефти с образованием бисульфита натрия:With their molar ratio of less than 1: 1, a decrease in the hydrogen sulfide content in the prepared crude oil to 20 ppm or less is not achieved, and an increase in the ratio of more than 2: 1 is not economically feasible. The proposed molar ratio of sulfite: bisulfite 1: (0.3-0.9) in the applied solution is optimal and experimentally established. The feasibility of using an aqueous solution containing an excess of sodium sulfite, which is required by the stoichiometry of the above reaction, is due to the fact that part of the sodium sulfite contained in the input solution interacts with the carboxylic (naphthenic) acids and other acidic impurities of the oil contained in the oil to form sodium bisulfite:
В связи с этим при введении в нефть водного раствора, содержащего избыток сульфита натрия в мольном соотношении 1:(0,3-0,9), обеспечивается образование дополнительного количества бисульфита натрия для взаимодействия с сероводородом, нейтрализация содержащихся в нефти карбоновых кислот, тем самым достигается одновременное снижение кислотности и коррозионности подготовленной нефти. Предлагаемая концентрация сульфитов натрия в растворе (18-40%) также является оптимальной, т.к. применение более разбавленного раствора (т.е. менее 18%) приводит к увеличению содержания воды в подготовленной нефти, а увеличение концентрации нитрита более 40% нецелесообразно из-за повышения вероятности выпадения осадка (кристаллизации) при использовании нейтрализатора в зимнее время. Следует указать, что водные растворы сульфита и бисульфита натрия не взаимодействуют с меркаптанами, в т.ч. с легкими метил-, этилмеркаптанами, именно поэтому при подготовке сероводород- и меркаптансодержащей нефти в предлагаемом способе для одновременной нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефть вводят водно-щелочной раствор нитрита натрия, взятый из расчета 0,9-2 моль нитрита на 1 моль остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов.In this regard, when an aqueous solution containing an excess of sodium sulfite in a molar ratio of 1: (0.3-0.9) is introduced into the oil, the formation of an additional amount of sodium bisulfite for interaction with hydrogen sulfide is ensured, the carboxylic acids contained in the oil are neutralized, thereby A simultaneous decrease in the acidity and corrosion of the prepared oil is achieved. The proposed concentration of sodium sulfites in solution (18-40%) is also optimal, because the use of a more dilute solution (i.e., less than 18%) leads to an increase in the water content in the prepared oil, and an increase in the nitrite concentration of more than 40% is impractical due to the increased likelihood of precipitation (crystallization) when using a neutralizer in winter. It should be noted that aqueous solutions of sodium sulfite and sodium bisulfite do not interact with mercaptans, including with light methyl, ethyl mercaptans, which is why when preparing hydrogen sulfide and mercaptan-containing oil in the proposed method for the simultaneous neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans, an aqueous-alkaline solution of sodium nitrite is taken into the oil, taken from the calculation of 0.9-2 mol of nitrite per 1 mol of residual hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans.
Предлагаемый способ иллюстрируется принципиальной технологической схемой установки, приведенной на чертеже.The proposed method is illustrated by the basic technological scheme of the installation shown in the drawing.
Установка включает подающий трубопровод 1 сырой нефти, нефтегазовый сепаратор 2 первой ступени, трубопровод 3 отбора газа, установку 4 сероочистки газа (УСГ), сепаратор 5 второй ступени, установку 6 обезвоживания и обессоливания нефти (УОН), сепаратор 7 горячей ступени, десорбционную колонну (десорбер) 8 для отдувки газом, трубопровод 9 с расходомером для подачи очищенного газа на отдувку, трубопровод 10 для отвода газов отдувки, смесительное устройство 11, емкость 12 для раствора нитрита или сульфитов натрия, дозировочный насос 13, трубопровод 14 для реакционной смеси, емкость 15 для выдержки реакционной смеси, трубопровод 16 для возврата реагента в смеситель, трубопровод 17 для отвода подготовленной нефти, резервуар 18 товарной нефти, трубопровод 19 для отвода отделенного раствора реагента (подтоварной воды) и трубопровод 20 для отбора товарной нефти.The installation includes a feed pipeline 1 of crude oil, an oil and gas separator 2 of the first stage, a gas extraction pipe 3, a gas desulfurization unit 4 (USG), a second stage separator 5, an oil dehydration and desalination unit 6, a hot stage separator 7, and a desorption column ( stripper) 8 for gas stripping, pipe 9 with a flow meter for supplying purified gas to the stripping, pipe 10 for venting the stripping gases, mixing device 11, tank 12 for a solution of nitrite or sodium sulfites, metering pump 13, pipe 14 for the reaction mixture, the container 15 for heating the reaction mixture to return conduit 16 to the reagent mixer, a conduit 17 for discharging the prepared oil tank oil tank 18, a conduit 19 for discharging the separated solution reagent (produced water) and a conduit 20 for the selection of marketable oil.
Способ в преимущественном варианте осуществляют следующим образом.The method in the preferred embodiment is as follows.
Сырую сероводород- и меркаптансодержащую обводненную нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2 первой ступени и газ, отобранный из сепаратора, по трубопроводу 3 высокого давления направляют на УСГ 4, в которой проводят очистку газа от сероводорода путем контактирования с регенерируемым раствором этаноламина или хелатного соединения железа или нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и амина. Затем нефть через сепаратор 5 второй ступени (или непосредственно из сепаратора 2) поступает на УОН 6, в которой осуществляется подогрев нефтяной эмульсии, процесс деэмульсации и сброс пластовой воды, и в сепаратор 7 горячей ступени, где из нефти отделяются газообразные углеводороды, выделившиеся в процессе нагрева сырой нефти. Нефть с горячей ступени сепарации (или непосредственно из сепаратора 5 в случае подготовки безводной нефти) подают в десорбер 8, в нижнюю часть которого по трубопроводу 9 на отдувку подают измеренное количество очищенного от сероводорода газа сепарации нефти или малосернистого попутного или природного газа. Отдувку углеводородным газом проводят при температуре 25-70°С и давлении 0,1-0,5 МПа.Crude hydrogen sulfide and mercaptan-containing flooded oil is fed through a pipeline 1 to a first stage separator 2 and gas taken from a separator is sent to a USG 4 through a high pressure pipe 3, in which the gas is purified from hydrogen sulfide by contacting with a regenerated solution of ethanolamine or a chelated iron compound or non-regenerable absorption solution based on formalin and amine. Then, the oil through the separator 5 of the second stage (or directly from the separator 2) is fed to UON 6, in which the oil emulsion is heated, the process of demulsification and discharge of produced water, and to the separator 7 of the hot stage, where gaseous hydrocarbons separated in the process are separated heating crude oil. Oil from the hot separation stage (or directly from the separator 5 in the case of the preparation of anhydrous oil) is fed to a stripper 8, into the lower part of which a measured amount of oil separation gas purified from hydrogen sulfide or low-sulfur associated or natural gas is supplied via blow-off pipe 9. Hydrocarbon gas stripping is carried out at a temperature of 25-70 ° C and a pressure of 0.1-0.5 MPa.
Для сокращения потерь нефти (уноса ценных углеводородов С4 и выше) с отдувочным газом, отводимым по трубопроводу 10, и обеспечения высокого выхода товарной нефти отдувку углеводородным газом ведут до достижения не более 90%-ной степени удаления (десорбции) содержащегося сероводорода, т.е. газ на отдувку подают в количестве, обеспечивающем лишь 55-90%-ную степень очистки нефти от сероводорода. При этом степень удаления сероводорода определяют по результатам периодических анализов нефти на содержание сероводорода на входе и выходе из десорбера 8 (или на входе и выходе из концевого сепаратора в случае проведения отдувки в ступени сепарации низкого давления) и регулируют расходом углеводородного газа, подаваемого на отдувку. Очищенный от сероводорода газ сепарации нефти или малосернистый попутный нефтяной газ или природный газ на отдувку предпочтительно подают из расчета 2,5-10 м3/м3 нефти, при котором в интервале температур 25-80°С достигается удаление основного количества (55-90%) сероводорода. Частично очищенную нефть из куба десорбера 8 подают в проточное смесительное устройство 11, на входе в которое в поток нефти из емкости 12 с помощью дозировочного насоса 13 вводят 20-40%-ный водно-щелочной раствор нитрита натрия с рН не ниже 11, предпочтительно взятый из расчета 0,9-2 моль нитрита на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов или 18-40%-ный водный раствор сульфитов натрия. В проточном смесительном устройстве 11, например, представляющем собой центробежный нефтяной насос и/или диафрагменный смеситель (колонну с ситчатыми тарелками), эмульсионный клапан или роторный смеситель типа ПРГ, происходит эффективное смешение нефти с введенным водно-щелочным раствором нитрита натрия или водным раствором сульфитов натрия и при дальнейшем движении смеси по трубопроводу 14, последующем выдерживании ее в емкости 15 при давлении 0,1-0,5 МПа и температуре 25-80°С в течение 0,5-3 часов протекают вышеуказанные реакции нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов, а также нафтеновых кислот и углекислого газа. Для уменьшения расхода реагента часть отделенного водного раствора (или нижней водонефтяной эмульсии) из куба емкости 15 по трубопроводу 16 возвращают в смесительное устройство 11 для повторного использования. Далее нефть с остаточными количествами эмульгированного реагента по трубопроводу 17 поступает в резервуар 18 товарной нефти, где происходит окончательный отстой водного раствора реагента в виде подтоварной воды. Отделенный водный раствор реагента отводится с низа резервуара 18 по трубопроводу 19 и частично используется для приготовления новой порции водно-щелочного раствора нитрита (сульфитов) натрия или возвращается в смесительное устройство 11 для повторного использования. Подготовленная к транспорту очищенная товарная нефть отводится по трубопроводу 20.To reduce the loss of oil (entrainment of valuable hydrocarbons With 4 and higher) with the stripping gas discharged through the pipeline 10, and ensuring a high yield of marketable oil, stripping with hydrocarbon gas is carried out to achieve not more than 90% degree of removal (desorption) of the contained hydrogen sulfide, t. e. gas for blowing is supplied in an amount that provides only 55-90% degree of purification of oil from hydrogen sulfide. The degree of removal of hydrogen sulfide is determined by the results of periodic analyzes of oil on the content of hydrogen sulfide at the inlet and outlet of stripper 8 (or at the inlet and outlet of the end separator in the case of blowing in the low-pressure separation stage) and control the flow of hydrocarbon gas supplied to the blower. The oil separation gas purified from hydrogen sulfide or low-sulfur associated petroleum gas or natural gas for blowing is preferably supplied at the rate of 2.5-10 m 3 / m 3 of oil, at which removal of the main amount is achieved in the temperature range 25-80 ° С (55-90 %) hydrogen sulfide. Partially refined oil from the bottom of stripper 8 is fed into a flow mixing device 11, at the entrance to which a 20-40% aqueous alkaline solution of sodium nitrite with a pH of at least 11 is introduced into the oil stream from the tank 12 using a metering pump 13, preferably taken based on 0.9-2 mol of nitrite per 1 mol of residual hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans or an 18-40% aqueous solution of sodium sulfites. In a flow-through mixing device 11, for example, which is a centrifugal oil pump and / or diaphragm mixer (column with sieve trays), an emulsion valve or a rotary mixer of the PRG type, oil is effectively mixed with an introduced aqueous alkaline solution of sodium nitrite or an aqueous solution of sodium sulfites and with further movement of the mixture through the pipeline 14, then keeping it in the tank 15 at a pressure of 0.1-0.5 MPa and a temperature of 25-80 ° C for 0.5-3 hours, the above neutralization reactions occur hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans, as well as naphthenic acids and carbon dioxide. To reduce the reagent consumption, a part of the separated aqueous solution (or lower oil-water emulsion) from the bottom of the vessel 15 is returned via pipeline 16 to the mixing device 11 for reuse. Next, oil with residual quantities of emulsified reagent through a pipe 17 enters the tank 18 of marketable oil, where the final sedimentation of the aqueous solution of the reagent in the form of bottom water. The separated aqueous solution of the reagent is discharged from the bottom of the reservoir 18 through the pipeline 19 and is partially used to prepare a new portion of the aqueous-alkaline solution of sodium nitrite (sulfites) or returned to the mixing device 11 for reuse. Prepared for transport, refined salable oil is discharged through pipeline 20.
Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях и иллюстрируется следующими конкретными, но не ограничивающими его примерами.The proposed method is tested in laboratory conditions and is illustrated by the following specific, but not limiting examples.
Пример 1. Сероводородсодержащую карбоновую нефть из сепаратора горячей ступени сепарации с концентрацией сероводорода 0,08 мас.% (800 мг/кг), меркаптановой серы 0,155 мас.%, в т.ч. легких метил- и этилмеркаптанов 0,013 мас.%, загружают в термостатированную десорбционную колонку, снабженную пористой перегородкой для равномерного распределения подаваемого отдувочного газа по сечению десорбера и насадкой из стеклянных колец Рашига. Затем в куб десорбера через газовые часы подают на отдувку предварительно очищенный от сероводорода углеводородный газ (метан) с объемной скоростью ~100 ч-1. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха десорбера пропускают через склянку Дрекселя с 20%-ным водным раствором щелочи для поглощения отдуваемого из нефти сероводорода. Отдувку очищенным углеводородным газом ведут при температуре 50°С и давлении 0,1 МПа до достижения 60%-ной степени удаления содержащегося сероводорода, которую определяют периодическим анализом пробы нефти из десорбера на содержание остаточного сероводорода.Example 1. Hydrogen sulfide-containing carbon oil from the separator of the hot separation stage with a concentration of hydrogen sulfide 0.08 wt.% (800 mg / kg), mercaptan sulfur 0.155 wt.%, Including light methyl and ethyl mercaptans 0.013 wt.%, loaded into a thermostatic desorption column equipped with a porous baffle for uniform distribution of the supplied stripping gas over the cross section of the stripper and a nozzle made of glass rings Raschig. Then, a hydrocarbon gas (methane), previously purified from hydrogen sulfide, is supplied to the cube of the stripper through a gas clock at a space velocity of ~ 100 h -1 . Hydrogen sulfide-containing stripping gas from the top of the stripper is passed through a Drexel flask with a 20% aqueous alkali solution to absorb hydrogen sulfide blown out of the oil. Purge with purified hydrocarbon gas is carried out at a temperature of 50 ° C and a pressure of 0.1 MPa until a 60% degree of removal of hydrogen sulfide is achieved, which is determined by periodic analysis of an oil sample from the stripper for the content of residual hydrogen sulfide.
После проведения отдувки частично очищенную от сероводорода нефть из десорбера загружают в реакционную колбу и вводят 20%-ный водно-щелочной раствор нитрита натрия с величиной рН ~11,6, взятый из расчета 1,2 моль на 1 моль остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов. При этом применяемый реагент-нейтрализатор предварительно готовят растворением в воде нитрита натрия технического по ГОСТ 19906 с последующим добавлением в водный раствор нитрита натрия гидроксида натрия по ГОСТ 11078 и триэтаноламина по ТУ 6-02-916-79 для создания щелочной среды. Затем реакционную смесь перемешивают на магнитной мешалке при температуре 50°С и давлении ~0,1 МПа. После перемешивания в течение 2 часов проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание сероводорода и меркаптанов.After the blow-off, the oil partially stripped of hydrogen sulfide from the stripper is loaded into the reaction flask and a 20% aqueous-alkaline solution of sodium nitrite with a pH value of ~ 11.6 is introduced, taken at the rate of 1.2 mol per 1 mol of residual hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans. In this case, the reagent-neutralizer used is preliminarily prepared by dissolving technical sodium nitrite in water in accordance with GOST 19906, followed by adding sodium hydroxide in accordance with GOST 11078 and triethanolamine in accordance with TU 6-02-916-79 to create an alkaline medium in an aqueous solution of sodium nitrite. Then the reaction mixture is stirred on a magnetic stirrer at a temperature of 50 ° C and a pressure of ~ 0.1 MPa. After stirring for 2 hours, a quantitative analysis of the purified oil is carried out for the content of hydrogen sulfide and mercaptans.
Условия и результаты опыта приведены в таблице.The conditions and results of the experiment are shown in the table.
Примеры 2-7. Опыты проводят аналогично примеру 1 с использованием сероводородсодержащей нефти из сепаратора горячей ступени с концентрацией сероводорода 0,08 мас.% и легких метил-, этилмеркаптанов 0,013 мас.%, но с введением в частично очищенную нефть 30%-ного водно-щелочного раствора нитрита натрия с рН в пределах 11,5-12, взятого из расчета 0,9 моль (пример 2), 1,5 моль (пример 3) и 2 моль (пример 4) нитрита натрия на 1 моль остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов. В примерах 5-7 в частично очищенную нефть в качестве реагента-нейтрализатора сероводорода вводят 20%-ный водный раствор сульфита и бисульфита натрия, содержащий сульфит и бисульфит в мольном соотношении 1:0,8 (пример 5), 1:0,6 (пример 6), 1:0,4 (пример 7). При этом в примере 6 отдувку углеводородным газом проводят при 25°С до достижения 55%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода, а в примере 7 - при 80°С до достижения 90%-ной степени удаления сероводорода. Причем в примере 7 на отдувку подают малосернистый нефтяной газ, содержащий 0,01 об.% сероводорода.Examples 2-7. The experiments are carried out analogously to example 1 using hydrogen sulfide-containing oil from a hot stage separator with a concentration of hydrogen sulfide of 0.08 wt.% And light methyl, ethyl mercaptans 0.013 wt.%, But with the introduction of a 30% aqueous alkaline solution of sodium nitrite in partially refined oil with a pH in the range of 11.5-12, taken from the calculation of 0.9 mol (example 2), 1.5 mol (example 3) and 2 mol (example 4) sodium nitrite per 1 mol of residual hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans. In examples 5-7, a 20% aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite containing sulfite and bisulfite in a molar ratio of 1: 0.8 (example 5), 1: 0.6 is introduced into the partially refined oil as a hydrogen sulfide neutralizing agent; example 6), 1: 0.4 (example 7). Moreover, in example 6, a hydrocarbon gas stripping is carried out at 25 ° C until a 55% degree of removal of hydrogen sulfide contained in the oil is achieved, and in example 7, at 80 ° C, until a 90% degree of removal of hydrogen sulfide is achieved. Moreover, in example 7, low-sulfur petroleum gas containing 0.01 vol.% Hydrogen sulfide is supplied for stripping.
Условия и результаты опытов приведены в таблице.The conditions and results of the experiments are shown in the table.
Пример 8. Испытание используемого водно-щелочного раствора нитрита натрия на эффективность при одновременной нейтрализации сероводорода, легких меркаптанов и нефтяных (нафтеновых) кислот. В реакционную колбу загружают прямогонную нефтяную фракцию н.к. - 300°С, выделенную отгонкой сероводородсодержащей карбоновой нефти и содержащую 0,01 мас.% сероводорода, 0,01 мас.% легких меркаптанов и с кислотностью 9,9 мг КОН/100 мл. Затем в колбу вводят 20%-ный водно-щелочной раствор нитрита натрия по примеру 1, взятый из расчета 1,8 моль нитрита на 1 моль сероводорода и легких меркаптанов, и реакционную массу перемешивают при температуре 50°С и давлении ~0,1 МПа в течение 3 часов. Затем проводят количественный анализ очищенной нефтяной фракции на содержание остаточных сероводорода, легких меркаптанов, определяют ее кислотность по ГОСТ 5985 и коррозионность испытанием на медной пластинке. Степень очистки сырья от сероводорода составляет 100%, от легких меркаптанов - 98% и кислотность - 1,9 мг КОН/100 мл. При этом очищенное сырье испытание на медной пластинке выдерживает, т.е. достигается снижение кислотности и коррозионности очищенного сырья.Example 8. Testing the aqueous-alkaline solution of sodium nitrite used for effectiveness while neutralizing hydrogen sulfide, light mercaptans and petroleum (naphthenic) acids. A straight run oil fraction of NK is charged into the reaction flask. - 300 ° C, isolated by distillation of hydrogen sulfide-containing carbon oil and containing 0.01 wt.% Hydrogen sulfide, 0.01 wt.% Light mercaptans and with an acidity of 9.9 mg KOH / 100 ml. Then, a 20% aqueous-alkaline solution of sodium nitrite according to Example 1 is introduced into the flask, taken at the rate of 1.8 mol of nitrite per 1 mol of hydrogen sulfide and light mercaptans, and the reaction mass is stirred at a temperature of 50 ° C and a pressure of ~ 0.1 MPa within 3 hours. Then a quantitative analysis of the refined oil fraction is carried out for the content of residual hydrogen sulfide, light mercaptans, its acidity is determined according to GOST 5985 and corrosion is tested by a copper plate. The degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 100%, from light mercaptans - 98% and acidity - 1.9 mg KOH / 100 ml. In this case, the purified raw material withstands the test on a copper plate, i.e. A reduction in the acidity and corrosion of the purified raw materials is achieved.
Данные, представленные в таблице, показывают, что проведение процесса предлагаемым способом обеспечивает получение товарной нефти, удовлетворяющей современным требованиям ГОСТ Р 51858 по содержанию сероводорода (до 20 ppm и менее) без загрязнения ее азоторганическими соединениями и без применения токсичного реагента-нейтрализатора с резким запахом. Кроме того, в предлагаемом способе снижение остаточного содержания сероводорода в подготовленной нефти до норм ГОСТ Р 51858 (до 20 ppm и менее) достигается при удельном расходе товарного нитрита натрия по ГОСТ 19906 в пределах 1-2 моль на 1 моль сероводорода, что составляет 2-4 г нитрита натрия на 1 г нейтрализуемого сероводорода, а в известном способе для этого требуется 4-15 г продукта взаимодействия моноэтаноламина с формалином. Таким образом, проведение процесса предлагаемым способом позволяет также существенно снизить расход применяемого химического реагента по сравнению с известным способом.The data presented in the table show that carrying out the process by the proposed method ensures the production of marketable oil that meets the modern requirements of GOST R 51858 for the content of hydrogen sulfide (up to 20 ppm or less) without contamination with its nitrogen-organic compounds and without the use of a toxic neutralizing agent with a pungent odor. In addition, in the proposed method, the reduction of the residual hydrogen sulfide content in the prepared oil to the standards of GOST R 51858 (up to 20 ppm or less) is achieved with a specific consumption of salable sodium nitrite according to GOST 19906 within 1-2 mol per 1 mol of hydrogen sulfide, which is 2- 4 g of sodium nitrite per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide, and in the known method this requires 4-15 g of the product of the interaction of monoethanolamine with formalin. Thus, the process of the proposed method can also significantly reduce the consumption of the used chemical reagent in comparison with the known method.
Данные таблицы (примеры 1-4) показывают, что при введении в сероводород- и меркаптансодержащую нефть водно-щелочного раствора нитрита натрия обеспечивается получение нефти с остаточным содержание легких метил-, этилмеркаптанов в сумме менее 40 ppm, т.е. удовлетворяющей нормам ГОСТ Р 51858 по их содержанию. При введении в нефть водного раствора сульфита и бисульфита натрия не достигается одновременная нейтрализация содержащихся меркаптанов (примеры 5-7), поэтому при подготовке сероводород- и меркаптансодержащих нефтей предлагаемый способ предусматривает применение в качестве реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов водно-щелочного раствора нитрита натрия.The data in the table (examples 1-4) show that when an aqueous-alkaline solution of sodium nitrite is introduced into the hydrogen sulfide and mercaptan oil, the oil is obtained with a residual content of light methyl, ethyl mercaptans in the amount of less than 40 ppm, i.e. meeting the standards of GOST R 51858 in their content. When an aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite is introduced into the oil, simultaneous neutralization of the contained mercaptans is not achieved (examples 5-7), therefore, in the preparation of hydrogen sulfide and mercaptan oils, the proposed method involves the use of an aqueous alkaline solution of sodium nitrite as a hydrogen sulfide reagent and light mercaptans. .
Данные примера 8 показывают, что проведение процесса предлагаемым способом обеспечивает также одновременную нейтрализацию содержащихся в сырье нефтяных (нафтеновых) кислот, снижение кислотности и коррозионности очищенного сырья. Вышеуказанные преимущества предлагаемого способа позволяют повысить эффективность процесса в целом по сравнению с известным способом.The data of example 8 show that carrying out the process of the proposed method also provides the simultaneous neutralization of the petroleum (naphthenic) acids contained in the feedstock, reducing the acidity and corrosion of the refined feedstock. The above advantages of the proposed method can improve the efficiency of the process as a whole compared with the known method.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003137543/04A RU2283856C2 (en) | 2003-12-19 | 2003-12-19 | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003137543/04A RU2283856C2 (en) | 2003-12-19 | 2003-12-19 | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003137543A RU2003137543A (en) | 2004-09-20 |
| RU2283856C2 true RU2283856C2 (en) | 2006-09-20 |
Family
ID=37113989
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003137543/04A RU2283856C2 (en) | 2003-12-19 | 2003-12-19 | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2283856C2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2412740C1 (en) * | 2009-09-18 | 2011-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide |
| RU2417247C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПечорНИПИнефть" | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide |
| CN102643695A (en) * | 2012-05-16 | 2012-08-22 | 吴沛成 | Natural gas desulfurization process |
| RU2586157C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide |
| WO2019002938A3 (en) * | 2017-06-26 | 2019-02-14 | Lyra Energy SRL | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans |
| RU2680522C1 (en) * | 2018-05-03 | 2019-02-22 | Альфия Гариповна Ахмадуллина | Method for regenerative cleaning of hydrocarbon raw from acid impurities |
| US20230152134A1 (en) * | 2021-11-18 | 2023-05-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for predictive flow measurement at in-plant piping |
| CN116368205A (en) * | 2021-05-07 | 2023-06-30 | 盖普斯科技有限责任公司 | Hydrocarbon-based liquid chemical compositions and methods for treating H2S and other contaminants in remediation fluids and contaminated fluid mixtures |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4424068A (en) * | 1982-12-06 | 1984-01-03 | Mcmillan John F | Separator and method for separation of oil, gas and water |
| RU2071377C1 (en) * | 1993-07-07 | 1997-01-10 | Башкирское специальное конструкторско-технологическое бюро Концерна "Грознефтехим" | Method of preparing hydrogen sulfide-containing crude oil |
| RU2002112350A (en) * | 2002-05-07 | 2002-12-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | METHOD FOR PREPARING HYDROGEN SULFUR OIL |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2220756C2 (en) * | 2002-05-07 | 2004-01-10 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process |
-
2003
- 2003-12-19 RU RU2003137543/04A patent/RU2283856C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4424068A (en) * | 1982-12-06 | 1984-01-03 | Mcmillan John F | Separator and method for separation of oil, gas and water |
| RU2071377C1 (en) * | 1993-07-07 | 1997-01-10 | Башкирское специальное конструкторско-технологическое бюро Концерна "Грознефтехим" | Method of preparing hydrogen sulfide-containing crude oil |
| RU2002112350A (en) * | 2002-05-07 | 2002-12-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | METHOD FOR PREPARING HYDROGEN SULFUR OIL |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2412740C1 (en) * | 2009-09-18 | 2011-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide |
| RU2417247C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПечорНИПИнефть" | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide |
| CN102643695A (en) * | 2012-05-16 | 2012-08-22 | 吴沛成 | Natural gas desulfurization process |
| RU2586157C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide |
| WO2019002938A3 (en) * | 2017-06-26 | 2019-02-14 | Lyra Energy SRL | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans |
| RU2680522C1 (en) * | 2018-05-03 | 2019-02-22 | Альфия Гариповна Ахмадуллина | Method for regenerative cleaning of hydrocarbon raw from acid impurities |
| CN116368205A (en) * | 2021-05-07 | 2023-06-30 | 盖普斯科技有限责任公司 | Hydrocarbon-based liquid chemical compositions and methods for treating H2S and other contaminants in remediation fluids and contaminated fluid mixtures |
| US20230152134A1 (en) * | 2021-11-18 | 2023-05-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for predictive flow measurement at in-plant piping |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| EP2364768B1 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans using triazines | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| US7144555B1 (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| US5997731A (en) | Process for treating an effluent alkaline stream having sulfur-containing and phenolic compounds | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2218974C1 (en) | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| RU2121492C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from crude oil, gas condensate, and their fractions | |
| NO312439B1 (en) | Reduction of hydrogen sulfide by an aldehyde ammonia trimer | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| RU2372379C1 (en) | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil | |
| RU2275415C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU2262975C1 (en) | Method of preparation of hydrogen sulfide-containing oil | |
| US5434329A (en) | Treatment of spent refinery caustic | |
| RU56207U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2109033C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate | |
| RU2241018C1 (en) | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil media | |
| RU2092613C1 (en) | Method of oil transport | |
| RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
| RU63241U1 (en) | INSTALLATION OF OIL CLEANING FROM HYDROGEN SULFUR AND MERCAPTANES |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101220 |