RU2218974C1 - Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти - Google Patents
Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2218974C1 RU2218974C1 RU2002118142A RU2002118142A RU2218974C1 RU 2218974 C1 RU2218974 C1 RU 2218974C1 RU 2002118142 A RU2002118142 A RU 2002118142A RU 2002118142 A RU2002118142 A RU 2002118142A RU 2218974 C1 RU2218974 C1 RU 2218974C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- gas
- mol
- aldehyde
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical group SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title abstract 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 title 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 129
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 106
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 89
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 48
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 48
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical class CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- -1 methyl- Chemical group 0.000 claims abstract description 16
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 10
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 17
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 10
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 6
- 150000004696 coordination complex Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 5
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 4
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 4
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 claims description 2
- MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N cobalt phthalocyanine Chemical compound [Co+2].C12=CC=CC=C2C(N=C2[N-]C(C3=CC=CC=C32)=N2)=NC1=NC([C]1C=CC=CC1=1)=NC=1N=C1[C]3C=CC=CC3=C2[N-]1 MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000011180 diphosphates Nutrition 0.000 claims description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011572 manganese Substances 0.000 claims description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 238000010926 purge Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 125000002485 formyl group Chemical group [H]C(*)=O 0.000 abstract 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 229940008163 petroleum preparation Drugs 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 125
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 6
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 6
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 6
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 3
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- JQVDAXLFBXTEQA-UHFFFAOYSA-N dibutylamine Chemical compound CCCCNCCCC JQVDAXLFBXTEQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 2
- 239000008098 formaldehyde solution Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 231100001231 less toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 241000652704 Balta Species 0.000 description 1
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BZORFPDSXLZWJF-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethyl-1,4-phenylenediamine Chemical compound CN(C)C1=CC=C(N)C=C1 BZORFPDSXLZWJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 150000004700 cobalt complex Chemical class 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 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
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- QAWTYRYXDYHQNU-UHFFFAOYSA-N diazathiane Chemical class NSN QAWTYRYXDYHQNU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N dimethylaminopropylamine Chemical compound CN(C)CCCN IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 231100000086 high toxicity Toxicity 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-M hydrosulfide Chemical compound [SH-] RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 125000001477 organic nitrogen group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N phthalocyanine Chemical compound N1C(N=C2C3=CC=CC=C3C(N=C3C4=CC=CC=C4C(=N4)N3)=N2)=C(C=CC=C2)C2=C1N=C1C2=CC=CC=C2C4=N1 IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N propane-1-thiol Chemical class CCCS SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сернистых нефтей, газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов. Подготовку нефти осуществляют путем ее многоступенчатой сепарации, включающей отдувку углеводородным газом при температуре 20-70oС и давлении 0,1-0,6 МПа до достижения не более 87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода. Доочистку нефти проводят путем введения в нее эффективных количеств азотсодержащего основного реагента и альдегидсодержащего продукта и/или окислителя. Смесь выдерживают при температуре 10-70oС и давлении 0,1-1,5 МПа в течение не менее 5 мин. В качестве азотсодержащего основного реагента в нефть вводят органический амин и/или аммиак, а в качестве альдегидсодержащего продукта - 30-40%-ный раствор формальдегида (формалин), параформальдегид или фурфурол, взятые из расчета 0,6-1,5 моль основного реагента и 1,2-3 моль альдегида на 1 моль остаточного сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. В качестве окислителя в нефть вводят сжатый воздух или 20-50%-ный раствор перекиси водорода, взятые из расчета 1-3 моль на 1 моль остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов. В качестве углеводородного газа на отдувку подают предварительно очищенный от сероводорода газ сепарации нефти или природный газ, взятый из расчета 2,5-12 м3/м3 нефти. Способ позволяет одновременно снизить остаточное содержание сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в товарной нефти до уровня современных требований при сохранении ее высокого выхода. 8 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сернистых нефтей, газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов.
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 Д 19/00, 1988 г.).
Недостатком данного способа является то, что при подготовке нефти, содержащей сероводород, не достигается эффективное удаление сероводорода, и подготовленная нефть по остаточному содержанию сероводорода не удовлетворяет предъявляемым требованиям.
Известен также способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в дополнительной десорбционной колонне при температуре 40-50oС, давлении 0,1-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 5-50 м3/м3 нефти. При этом очистку газа от сероводорода проводят абсорбцией раствором моноэтаноламина (Лесухин С.П. и др. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода. - Нефтяное хозяйство, 1989, 8, с. 50-53).
Указанный способ обеспечивает степень очистки нефти от сероводорода до остаточной концентрации в пределах 10-30 мг/л при отдувке с высокими удельными расходами очищенного углеводородного газа. Однако при проведении отдувки с большим расходом углеводородного газа не достигается глубокая стабилизация нефти. Кроме того, отдувка большим количеством газа (до 30-50 м3/м3 нефти), т. е. проведение отдувки до достижения высокой (95-99%-ной) степени удаления содержащегося сероводорода, приводит к существенному снижению выхода товарной нефти из-за возрастания потерь ценных углеводородов С4 и выше с отдувочным газом. Проведение отдувки с высоким удельным расходом газа приводит также к необходимости сероочистки больших объемов сероводородсодержащих газов раствором моноэтаноламина (МЭА) и, следовательно, к увеличению энергетических и материальных затрат. К недостаткам данного способа относится и то, что при подготовке сероводород- и меркаптансодержащей нефти не обеспечивается эффективная очистка нефти от легких меркаптанов, т.к. меркаптаны, особенно этил-, пропилмеркаптаны, трудно поддаются отдувке углеводородным газом.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным углеводородным газом в концевой ступени сепарации (в концевом сепараторе) при температуре 30-70oС 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 H2S:О2=1: (0,55-0,6) с последующим выделением из очищенных газов образующейся элементарной серы (пат. РФ 2071377, В 01 Д 19/00, 1997 г.).
Недостатком указанного способа является недостаточно высокая степень очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Так, 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 и 24-57 ppm при расходе газа 20-25 м3/т нефти. Однако в соответствии с требованиями и нормами нового ГОСТ на нефть остаточное содержание сероводорода в подготовленной для транспортировки нефти не должно превышать 20 ppm и метил-, этилмеркаптанов в сумме 40 ppm (см. ГОСТ Р 51858 "Нефть. Общие технические условия". М. : Госстандарт РФ, 2002 г.). Кроме того, указанный способ предусматривает использование достаточно сложного для осуществления в промысловых условиях нового процесса сероочистки углеводородного газа прямым каталитическим окислением сероводорода кислородом воздуха. Это ограничивает также практическое использование способа на существующих установках подготовки сероводородсодержащей нефти, где уже имеется узел сероочистки газов сепарации растворами этаноламинов.
Следует указать, что в составе добываемых сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов, как правило, содержатся значительные количества меркаптанов, в т.ч. высокотоксичных легких метил- и этилмеркаптанов. Присутствие их придает нефти резкий неприятный запах, высокую токсичность и коррозионную агрессивность, в связи с чем ухудшается экологическая обстановка и условия труда при транспортировке, хранении и переработке таких нефтей и газоконденсатов. Так, метилмеркаптан имеет ПДКм.р. 9•10-6 мг/м3, ПДКр.з. 0,8 мг/м3 и порог запаха 2•10-5 мг/м3. В связи с этим и ужесточением требований к охране окружающей среды одновременное снижение остаточного содержания легких меркаптанов до уровня современных требований при подготовке сероводородсодержащих нефтей становится актуальной задачей.
Задачей изобретения является снижение остаточного содержания сероводорода, легких метил- и этилмеркаптанов в подготовленной нефти (до уровня современных требований) при сохранении высокого выхода товарной нефти, а также сокращение расхода углеводородного газа на отдувку и упрощение способа за счет исключения сложного процесса очистки газов сепарации нефти прямым каталитическим окислением сероводорода кислородом воздуха.
Согласно изобретению названный технический результат достигается описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом при повышенной температуре и давлении 0,1-0,6 МПа, в котором отдувку углеводородным газом проводят до достижения не более 87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода, после чего в нефть при перемешивании вводят азотсодержащий основной реагент и альдегидсодержащий продукт и/или окислитель, взятые в эффективных количествах, и полученную смесь выдерживают при температуре 10-70oС и давлении 0,1-1,5 МПа в течение не менее 5 минут.
При этом отдувку углеводородным газом проводят в ступени сепарации низкого давления (в концевом сепараторе) или в дополнительной десорбционной колонне при температуре 20-70oС до достижения 55-87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода, предпочтительно при 25-70oС до достижения 60-90%-ной степени удаления содержащегося сероводорода.
В качестве азотсодержащего основного реагента в нефть вводят органический амин и/или аммиак, предпочтительно взятый из расчета 0,6-1,5 моль на 1 моль остаточного сероводорода. В качестве альдегидсодержащего продукта в нефть вводят 30-40%-ный водометанольный формальдегид (формалин), параформальдегид (параформ) и/или фурфурол, предпочтительно взятый из расчета 1,2-3 моль альдегида на 1 моль остаточного сероводорода. В качестве окислителя в нефть преимущественно вводят сжатый воздух или 20-50%-ный водный раствор пероксида водорода, предпочтительно взятый из расчета 1-3 моль кислорода воздуха или пероксида водорода на 1 моль остаточного сероводорода. При подготовке нефти с аномально высоким содержанием сероводорода и меркаптанов в нефть в качестве катализатора окисления дополнительно вводят водный или водно-щелочной раствор соли или комплекса металла переменной валентности, предпочтительно взятый из расчета 0,1-1 г ионов металла на 1 т нефти, причем в качестве соли металла преимущественно используют сульфат, хлорид или нитрат двухвалентной меди, никеля, кобальта, марганца или трехвалентного железа или их смеси, а в качестве комплекса металла - комплекс двухвалентной меди, никеля или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или с аммиаком, или с органическим амином, или фталоцианиновый комплекс кобальта. При этом в качестве фталоцианинового комплекса кобальта преимущественно используют дисульфо-, тетрасульфо-, дихлордиоксидисульфо- или полифталоцианин кобальта. При подготовке нефти, содержащей сероводород и меркаптаны, азотсодержащий основной реагент и альдегидсодержащий продукт и/или окислитель вводят из расчета 0,6-1,5 моль основного реагента и 1,2-3 моль альдегида и/или 1-3 моль окислителя на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов, причем в качестве основного реагента преимущественно используют водорастворимый органический амин, предпочтительно алканоламин, алкиламин и/или полиалкиленполиамин, а в качестве альдегидсодержащего продукта - формалин или параформальдегид. При этом расчетное количество применяемого органического амина вводят в нефть в чистом (товарном) виде или в виде водного раствора, или в виде предварительно приготовленного раствора амина и альдегида (аминоальдегидного раствора).
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, поступающей на отдувку. При этом очистку отдувочного углеводородного газа от сероводорода проводят известным способом, предпочтительно путем контактирования с регенерируемым водным раствором этаноламинов (см. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. - М.: Недра, 1973, с. 247-271; Технология переработки сернистого природного газа. Справочник. - М.: Недра, 1993, с. 11-48) или водно-щелочным раствором хелатного соединения железа (см. авт. свид. СССР 1287346, В 01 Д 53/14, опубл. БИ 13, 1995 г., и др.), или нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и органического амина (см. пат. РФ 2108850 и 2104758, В 01 Д 53/14, 1998 г.).
Отличительными признаками предлагаемого способа являются проведение отдувки углеводородным газом до достижения 55-90%-ной степени удаления содержащегося сероводорода с последующей доочисткой нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов контактированием с азотсодержащим основным реагентом и альдегидом и/или окислителем в вышеуказанных найденных оптимальных количествах и условиях. Дополнительным отличительным признаком является дополнительное введение в нефть водного или водно-щелочного раствора соли или комплекса металла переменной валентности в найденном оптимальном количестве.
Указанные отличительные признаки предлагаемого технического решения определяют его новизну и изобретательский уровень в сравнении с известным уровнем техники в данной области, т.к. они в литературе не описаны и позволяют одновременно снизить содержание сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в подготовленной нефти до уровня требований и норм нового ГОСТ на нефть при сохранении высокого выхода товарной нефти, а также сократить расход углеводородного газа на отдувку и исключить использование сложного для промысловых условий процесса сероочистки отдувочного газа прямым каталитическим окислением сероводорода кислородом воздуха.
Необходимость и целесообразность проведения отдувки нефти углеводородным газом только до 55-87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода связаны с тем, что часть его (до 10% и более) находится в нефти, особенно в обводненной нефти, в хемосорбированном состоянии, в виде гидросульфид-иона HS- (из-за присутствия в нефти азотсодержащих основных соединений и катионов щелочных, щелочноземельных металлов и их комплексов), поэтому остаточные количества сероводорода трудно отдуваются из нефти углеводородным газом. В связи с этим для глубокой очистки нефти от сероводорода (до требований и норм нового ГОСТ на подготовленную нефть) требуется проведение отдувки с большим расходом углеводородного газа и при повышенных температурах, а это приводит к возрастанию потерь (уноса) ценных углеводородов С4 и выше, т.е. легких бензиновых фракций с отдувочным газом и существенному снижению выхода товарной нефти, а также к увеличению затрат на сероочистку больших объемов отдувочного углеводородного газа. Так, например, увеличение расхода отдувочного углеводородного газа с 4 м3/т до 20-25 м3/т приводит к снижению выхода товарной нефти с 98,8-98,1% до 97,3-96,7%, т.е. на ~1,5% при незначительном снижении остаточного сероводорода в подготовленной нефти (с 31-64 ppm до 24-57 ppm, т.е. всего на ~7 ppm).
Основная часть сероводорода, находящаяся в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко отдувается из нефти при небольших расходах углеводородного газа, при которых не происходит значительный унос ценных углеводородов С4 и выше отдувочным газом. При последующей доочистке нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов введением в нее оптимальных количеств нейтрализаторов и/или окислителя практически исключается дальнейший унос углеводородов С4 и выше из нефти, в результате сохраняется высокий выход товарной нефти и достигается снижение остаточного содержания сероводорода и легких меркаптанов до уровня современных требований. Очистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов происходит за счет их взаимодействия в среде нефти с вводимыми реагентами-нейтрализаторами с образованием нелетучих, менее токсичных и некоррозионных сераорганических соединений - аминотиолов и аминосульфидов, растворимых в нефти и остающихся в составе подготовленной нефти в качестве бактерицида и ингибитора коррозии. Согласно результатам проведенных испытаний образующиеся продукты обладают свойствами, подавляющими рост сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибирующими сероводородную коррозию в нефтепромысловых средах. При проведении процесса с введением в нефть окислителя - сжатого воздуха - доочистка ее от сероводорода происходит за счет его каталитического окисления растворенным кислородом воздуха с образованием в основном элементарной серы, которая в присутствии в качестве катализатора вышеуказанных аминов взаимодействует с содержащимися в нефти меркаптанами, в т.ч. легкими метил- и этилмеркаптанами с образованием высококипящих, менее токсичных и некоррозионных ди- и полисульфидов.
Следует указать, что проведение процесса очистки высокосернистой нефти только нейтрализацией или окислением сероводорода и меркаптанов без предварительного удаления основного количества содержащегося сероводорода отдувкой газом требует чрезмерно большого расхода применяемых реагентов, приводит к загрязнению подготовленной нефти образующимися в больших количествах аминосоединениями или коррозионной элементарной серой, и поэтому экономически нецелесообразно.
Предлагаемое оптимальное количество вводимых реагентов связано со стехиометрией протекающих реакций взаимодействия с сероводородом, меркаптанами и установлено экспериментально. Выдерживание реакционной смеси при температурах 10-70oС является оптимальным, т.к. при температуре ниже 10oС снижается скорость протекающих реакций нейтрализации легких меркаптанов и увеличивается необходимое время выдержки (более 60 минут), а повышение температуры до выше 70oС экономически нецелесообразно. Наиболее предпочтительно проведение процессов отдувки и нейтрализации сероводорода при температурах 40-60oС. При этих температурах для нейтрализации остаточного сероводорода достаточно выдерживание смеси в течение 5-30 минут. Давление выдержки не оказывает существенного влияния на протекание реакций нейтрализации, и выдерживание смеси под давлением выше 0,1 МПа требуется только в случае проведения процесса с введением в качестве окислителя сжатого воздуха для обеспечения растворения вводимого кислорода воздуха в очищаемой нефти.
Целесообразность проведения отдувки предварительно очищенным от сероводорода углеводородным газом обусловлена тем, что при использовании очищенного газа 55-87%-ная степень удаления сероводорода из нефти достигается при сравнительно небольших расходах отдувочного газа и, следовательно, при меньшем уносе ценных углеводородов С4 и выше с отдувочным газом, в результате чего снижаются потери нефти при отдувке и обеспечивается высокий выход товарной нефти. Следует указать, что удаление основного количества (55% и более) сероводорода может быть достигнуто и при использовании для отдувки неочищенного углеводородного газа, в частности относительно сухого газа первой ступени сепарации, имеющего достаточно высокое давление для подачи на отдувку и содержащего сероводород в сравнительно низких концентрациях. Однако это достигается при сравнительно больших расходах неочищенного отдувочного газа (более 15-20 м3/м3 нефти) и, следовательно, приводит к увеличению потерь нефти при отдувке и снижению выхода товарной нефти. Целесообразность проведения сероочистки отдувочного углеводородного газа именно вышеуказанными известными способами обусловлена их сравнительной простотой и приемлемостью для осуществления в промысловых условиях. На существующих установках подготовки сероводородсодержащей нефти, где уже имеется установка аминовой сероочистки газов сепарации (или подведен газопровод очищенного нефтяного или природного газа), на отдувку целесообразно подать имеющийся очищенный нефтяной или природный газ, в результате чего отпадает необходимости строительства новой установки сероочистки отдувочного газа.
Предлагаемый способ иллюстрируется принципиальной технологической схемой установки, приведенной на чертеже.
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 азотсодержащего основного реагента (амина), дозировочные насосы 13 и 14, емкость 15 для альдегида (формалина), трубопровод 16 для ввода окислителя (сжатого воздуха), трубопровод 17 для реакционной смеси, емкость 18 для выдержки реакционной смеси, трубопровод 19 для возврата реагента в смеситель, сепаратор 20, трубопровод 21 для отвода отработанного воздуха, трубопровод 22 для отвода отделенного раствора реагента и трубопровод 23 для отбора товарной нефти.
Способ в преимущественном варианте осуществляют следующим образом.
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 с нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и моноэтаноламина. 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 от нефти отделяются газообразные углеводороды, выделившиеся в процессе нагрева сырой нефти. Нефть с горячей ступени сепарации (или непосредственно из сепаратора 5 в случае подготовки необводненной нефти) подают в десорбер 8, в нижнюю часть которого по трубопроводу 9 на отдувку подают измеренное количество очищенного углеводородного газа. Отдувку углеводородным газом проводят при температуре 20-70oС и давлении 0,1-0,6 МПа, предпочтительно при 25-70oС и 0,105-0,25 МПа.
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 55-87%-ной степени удаления (десорбции) содержащегося сероводорода, т.е. газ на отдувку подают в количестве, обеспечивающем лишь 55-87%-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 концевой ступени сепарации) и регулируют расходом углеводородного газа, подаваемого на отдувку. Очищенный газ на отдувку предпочтительно подают из расчета 2,5-12 м3/м3 нефти, при котором в интервале температур 25-70oС достигается удаление основного количества (до 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 азотсодержащий основной реагент, преимущественно водорастворимый органический амин, а с помощью насоса 14 из емкости 15 вводят альдегидсодержащий продукт, преимущественно формалин, предпочтительно взятые из расчета 0,6-1,5 моль амина и 1,2-3 моль формальдегида на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. При подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов для снижения расхода применяемого альдегида в нефть дополнительно вводят окислитель, преимущественно сжатый воздух, предпочтительно взятый из расчета 1-3 моль кислорода на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. Следует указать, что предлагаемый способ допускает также введение в нефть окислителя - сжатого воздуха - или 20-50%-ного раствора пероксида водорода взамен альдегидсодержащего продукта, т.е. названный технический результат достигается также введением в нефть азотсодержащего основного реагента (амина или аммиака) и окислителя (сжатого воздуха или раствора пероксида водорода). В этом случае для ускорения окисления остаточных сероводорода и легких меркаптанов в нефть дополнительно вводят (в схеме не указано) катализатор - водный или водно-щелочной раствор вышеуказанных соли или комплекса металла переменной валентности, предпочтительно взятый из расчета 0,1-1 г ионов металла на 1 т нефти. 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 введенными реагентами и при дальнейшем движении смеси по трубопроводу 17, последующем выдерживании ее в емкости 18 под давлением 0,15-1,5 МПа при 10-70oС в течение 5-60 минут протекают вышеуказанные реакции нейтрализации и/или каталитического окисления сероводорода и легких меркаптанов. Для уменьшения расхода реагентов часть отделенного водного раствора (или нижней водонефтяной эмульсии) из куба емкости 18 по трубопроводу 19 возвращают в смесительное устройство 11 для повторного использования. Далее нефть с остаточными количествами эмульгированных реагентов и растворенного воздуха поступает в сепаратор 20, где происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха (азота) за счет снижения давления до близкого к атмосферному (0,1-0,11 МПа), а также отстой водного раствора реагентов в виде подтоварной воды. В сепараторе 20 вместе с отработанным воздухом (азотом) из нефти отделяются (отдуваются) также легкие углеводороды - метан и этан, растворенные в десорбере 8 при отдувке газом, и тем самым обеспечивается более глубокая стабилизация очищенной нефти (в сравнении с известным способом), т.е. в описываемом варианте осуществления способа аппарат 20 фактически является концевым сепаратором. Отработанный воздух отводится по трубопроводу 21 и направляется в технологическую печь УОН (или на свечу) на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов. Отделенный водный раствор реагентов отводится из куба сепаратора 20 по трубопроводу 22 и частично возвращается в смесительное устройство 11 для повторного использования. Подготовленная к транспорту очищенная товарная нефть отводится по трубопроводу 23.
Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях и иллюстрируется следующими конкретными, но не ограничивающими его примерами.
Пример 1. Сероводородсодержащую 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 40oС 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 методом потенциометрического титрования по ГОСТ 17323-71.
После проведения отдувки частично очищенную нефть из десорбера загружают в реакционную колбу и вводят моноэтаноламин (МЭА по ТУ 6-02-915-84) и 37%-ный раствор формальдегида (формалин по ГОСТ 1625-89), взятые из расчета 1,2 моль амина и 2,3 моль альдегида на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. Затем реакционную смесь перемешивают на магнитной мешалке при температуре 40oС и давлении 0,1 МПа. После перемешивания в течение 30 минут проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание сероводорода и меркаптанов.
Условия и результаты опыта приведены в таблице.
Примеры 2-10. 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 диэтиламина (ДЭА, пример 2), дибутиламина (ДБА, пример 3), 60%-ного водного раствора диэтаноламина (ДЭА, пример 4), триэтиламина (ТЭА, пример 5), N,N-диметилпропилендиамина (ДМПД, пример 6), 60%-ного водного раствора моноэтаноламина (МЭА, примеры 7 и 8), диэтилентриамина (пример 9) и 25%-ного водного раствора аммиака (пример 10).
При этом в примерах 2-4, 6 и 7 в качестве альдегидсодержащего продукта в нефть вводят 37%-ный раствор формальдегида (формалин), а в примере 8 - параформальдегид (параформ) в виде предварительно приготовленного раствора в 60%-ном водном растворе МЭА. Причем в примере 2 в качестве окислителя в нефть дополнительно вводят сжатый воздух, взятый из расчета 1 моль кислорода воздуха на 1 моль остаточного сероводорода. В примере 5 в качестве окислителя в нефть вводят сжатый воздух, а в примерах 9 и 10 30%-ный раствор пероксида водорода, взятый из расчета 3 моль на 1 моль остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов. В примерах 9 и 10 в качестве катализатора окисления в нефть дополнительно вводят 10%-ный водный раствор сульфата меди, взятый из расчета 0,5 г ионов меди на 1 т нефти. В примерах 6 и 7 отдувку очищенным углеводородным газом проводят при температуре 25oС до достижения 60%-ной степени удаления сероводорода, а в примерах 8-10 - при 70oС до достижения 87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода.
Условия и результаты опытов приведены в таблице.
Данные, представленные в таблице, показывают, что проведение процесса предлагаемым способом позволяет значительно уменьшить остаточное содержание сероводорода (до 5 ppm и менее) и одновременно легких метил-, этилмеркаптанов (до 30 ppm и менее) в подготовленной товарной нефти при сравнительно низких расходах углеводородного газа (2,8-12 м3/м3 нефти), подаваемого на отдувку, следовательно, снизить потери ценных углеводородов С4 и выше с отдувочным газом и тем самым сохранить высокий выход товарной нефти.
Использование предлагаемого способа позволит
- получить товарную нефть с низким остаточным содержанием сероводорода и легких меркаптанов, соответствующую по их содержанию требованиям нового ГОСТ на нефть, при сохранении ее высокого выхода;
- уменьшить сероводородную коррозию нефтепроводов и оборудования, увеличить срок их безаварийной службы и предотвратить загрязнение окружающей среды высокотоксичными сернистыми соединениями при транспортировке, хранении сернистых нефтей и газоконденсатов.
- получить товарную нефть с низким остаточным содержанием сероводорода и легких меркаптанов, соответствующую по их содержанию требованиям нового ГОСТ на нефть, при сохранении ее высокого выхода;
- уменьшить сероводородную коррозию нефтепроводов и оборудования, увеличить срок их безаварийной службы и предотвратить загрязнение окружающей среды высокотоксичными сернистыми соединениями при транспортировке, хранении сернистых нефтей и газоконденсатов.
Claims (9)
1. Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом при повышенной температуре и давлении 0,1-0,6 МПа, отличающийся тем, что отдувку углеводородным газом проводят до достижения не более 87%-й степени удаления содержащегося сероводорода, после чего в нефть при перемешивании вводят азотсодержащий основной реагент и альдегидсодержащий продукт и/или окислитель, взятые в эффективных количествах, и полученную смесь выдерживают при температуре 10-70°С и давлении 0,1-1,5 МПа в течение не менее 5 мин.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отдувку углеводородным газом проводят в ступени сепарации низкого давления или в дополнительной десорбционной колонне при температуре 20-70°С до достижения 55-87%-й степени удаления содержащегося сероводорода.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве азотсодержащего основного реагента в нефть вводят органический амин и/или аммиак, предпочтительно взятый из расчета 0,6-1,5 моль на 1 моль остаточного сероводорода.
4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что в качестве альдегидсодержащего продукта в нефть вводят 30-40%-ный водометанольный раствор формальдегида (формалин), параформальдегид (параформ) и/или фурфурол, предпочтительно взятый из расчета 1,2-3 моль альдегида на 1 моль остаточного сероводорода.
5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что в качестве окислителя в нефть вводят сжатый воздух или 20-50%-ный водный раствор пероксида водорода, предпочтительно взятый из расчета 1-3 моль кислорода воздуха или пероксида водорода на 1 моль остаточного сероводорода.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что в нефть в качестве катализатора окисления дополнительно вводят водный или водно-щелочной раствор соли или комплекса металла переменной валентности, предпочтительно взятый из расчета 0,1-1 г ионов металла на 1 т нефти, причем в качестве соли металла преимущественно используют сульфат, хлорид или нитрат двухвалентной меди, никеля, кобальта, марганца или трехвалентного железа или их смеси, а в качестве комплекса металла - комплекс двухвалентной меди, никеля или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или с аммиаком или с органическим амином, или фталоцианиновый комплекс кобальта.
7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что при подготовке нефти, содержащей сероводород и меркаптаны, азотсодержащий основной реагент и альдегидсодержащий продукт и/или окислитель вводят из расчета 0,6-1,5 моль основного реагента и 1,2-3 моль альдегида и/или 1-3 моль окислителя на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов, причем в качестве основного реагента преимущественно используют водорастворимый органический амин, предпочтительно алканоламин, алкиламин и/или полиалкиленполиамин, а в качестве альдегидсодержащего продукта - формалин или параформальдегид.
8. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве углеводородного газа на отдувку подают предварительно очищенный отсероводорода газ сепарации нефти или природный газ, предпочтительно взятый из расчета 2,5-12 м3 на 1 м3 нефти.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что очистку отдувочного углеводородного газа от сероводорода проводят путем контактирования с регенерируемым водным раствором моно-, диэтаноламина и/или метилдиэтаноламина, или водно-щелочным раствором хелатного соединения железа, или с нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и органического амина.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002118142A RU2218974C1 (ru) | 2002-07-05 | 2002-07-05 | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002118142A RU2218974C1 (ru) | 2002-07-05 | 2002-07-05 | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2218974C1 true RU2218974C1 (ru) | 2003-12-20 |
| RU2002118142A RU2002118142A (ru) | 2004-02-20 |
Family
ID=32066887
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002118142A RU2218974C1 (ru) | 2002-07-05 | 2002-07-05 | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2218974C1 (ru) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2262975C1 (ru) * | 2004-02-13 | 2005-10-27 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2269566C1 (ru) * | 2004-06-24 | 2006-02-10 | Государственное унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2269567C1 (ru) * | 2004-07-01 | 2006-02-10 | Государственное Унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья (ГУП РТ ВНИИУС) | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов поглотительными растворами |
| RU2309002C2 (ru) * | 2005-12-27 | 2007-10-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Установка очистки нефти (варианты) |
| RU2313563C1 (ru) * | 2006-03-15 | 2007-12-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов (варианты) |
| RU2351633C1 (ru) * | 2007-06-21 | 2009-04-10 | Ренат Рахимович Ахсанов | Установка для удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов из продукции нефтяных скважин |
| RU2409609C1 (ru) * | 2009-08-05 | 2011-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
| RU2413753C1 (ru) * | 2009-08-05 | 2011-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов |
| RU2418035C2 (ru) * | 2008-03-17 | 2011-05-10 | Институт нефтехимии и катализа РАН | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |
| RU2462295C2 (ru) * | 2007-06-27 | 2012-09-27 | Твистер Б.В. | Способ и система удаления h2s из потока природного газа |
| CN104711023A (zh) * | 2015-03-11 | 2015-06-17 | 郝天臻 | 液化气脱硫醇尾气及碱渣治理方法及其专用设备 |
| RU2578155C1 (ru) * | 2015-01-29 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка подготовки сероводородсодержащей нефти |
| MD4420C1 (ru) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Применение тяжелых темных компонентов нефти в качестве катализатора при окислительной очистке углеводородных композиций от сероводорода и легких меркаптанов и способ очистки углеводородных композиций |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071377C1 (ru) * | 1993-07-07 | 1997-01-10 | Башкирское специальное конструкторско-технологическое бюро Концерна "Грознефтехим" | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2099631C1 (ru) * | 1995-11-29 | 1997-12-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Способ транспортирования нефти |
| RU2104758C1 (ru) * | 1996-07-11 | 1998-02-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ очистки газов от сероводорода |
| RU2108850C1 (ru) * | 1996-03-19 | 1998-04-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ очистки газов от сероводорода |
| RU2160761C1 (ru) * | 1999-11-24 | 2000-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |
| RU2167187C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-05-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтепродуктов от сероводорода |
-
2002
- 2002-07-05 RU RU2002118142A patent/RU2218974C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071377C1 (ru) * | 1993-07-07 | 1997-01-10 | Башкирское специальное конструкторско-технологическое бюро Концерна "Грознефтехим" | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2099631C1 (ru) * | 1995-11-29 | 1997-12-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Способ транспортирования нефти |
| RU2108850C1 (ru) * | 1996-03-19 | 1998-04-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ очистки газов от сероводорода |
| RU2104758C1 (ru) * | 1996-07-11 | 1998-02-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ очистки газов от сероводорода |
| RU2160761C1 (ru) * | 1999-11-24 | 2000-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |
| RU2167187C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-05-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтепродуктов от сероводорода |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2262975C1 (ru) * | 2004-02-13 | 2005-10-27 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2269566C1 (ru) * | 2004-06-24 | 2006-02-10 | Государственное унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2269567C1 (ru) * | 2004-07-01 | 2006-02-10 | Государственное Унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья (ГУП РТ ВНИИУС) | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов поглотительными растворами |
| RU2309002C2 (ru) * | 2005-12-27 | 2007-10-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Установка очистки нефти (варианты) |
| RU2313563C1 (ru) * | 2006-03-15 | 2007-12-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов (варианты) |
| RU2351633C1 (ru) * | 2007-06-21 | 2009-04-10 | Ренат Рахимович Ахсанов | Установка для удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов из продукции нефтяных скважин |
| RU2462295C2 (ru) * | 2007-06-27 | 2012-09-27 | Твистер Б.В. | Способ и система удаления h2s из потока природного газа |
| RU2418035C2 (ru) * | 2008-03-17 | 2011-05-10 | Институт нефтехимии и катализа РАН | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |
| RU2413753C1 (ru) * | 2009-08-05 | 2011-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов |
| RU2409609C1 (ru) * | 2009-08-05 | 2011-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти |
| MD4420C1 (ru) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Применение тяжелых темных компонентов нефти в качестве катализатора при окислительной очистке углеводородных композиций от сероводорода и легких меркаптанов и способ очистки углеводородных композиций |
| RU2578155C1 (ru) * | 2015-01-29 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка подготовки сероводородсодержащей нефти |
| CN104711023A (zh) * | 2015-03-11 | 2015-06-17 | 郝天臻 | 液化气脱硫醇尾气及碱渣治理方法及其专用设备 |
| CN104711023B (zh) * | 2015-03-11 | 2016-07-27 | 河北精致科技有限公司 | 液化气脱硫醇尾气及碱渣治理方法及其专用设备 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2002118142A (ru) | 2004-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2218974C1 (ru) | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
| EP2364768B1 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans using triazines | |
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| RU2080909C1 (ru) | Способ селективного снижения содержания сероводорода и/или органических сульфидов в газообразных и/или жидкостных потоках | |
| CA2661124C (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| US7144555B1 (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| CN102481512B (zh) | 从烃流中清除硫化氢的方法 | |
| RU2220756C2 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| US7682520B2 (en) | Composition and method for chelated scavenging compounds | |
| US20210198583A1 (en) | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans | |
| EP1461136B1 (en) | Solution and method for scavenging sulphur compounds | |
| RU2269567C1 (ru) | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов поглотительными растворами | |
| RU2196804C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| NO312439B1 (no) | Redusering av hydrogensulfid med en aldehyd-ammoniakk-trimer | |
| RU2283856C2 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| RU2167187C1 (ru) | Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтепродуктов от сероводорода | |
| RU2262975C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| WO2018009095A1 (ru) | Способ очистки углеводородных сред от сероводорода и меркаптанов | |
| RU2275415C2 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| RU2109033C1 (ru) | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода | |
| RU2092613C1 (ru) | Способ транспортирования нефти | |
| RU2641910C1 (ru) | Процесс очистки углеводородных сред от h2s и/или меркаптанов | |
| RU2269566C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| RU2666354C2 (ru) | Состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах и улучшения показателя медной пластинки в нефтяных дистиллятах | |
| RU2753752C1 (ru) | Состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200706 |