RU2425090C1 - Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide - Google Patents
Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2425090C1 RU2425090C1 RU2010102290/04A RU2010102290A RU2425090C1 RU 2425090 C1 RU2425090 C1 RU 2425090C1 RU 2010102290/04 A RU2010102290/04 A RU 2010102290/04A RU 2010102290 A RU2010102290 A RU 2010102290A RU 2425090 C1 RU2425090 C1 RU 2425090C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- column
- separator
- components
- distillation column
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000007670 refining Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 34
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 9
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 4
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005115 demineralization Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 69
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 7
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 5
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам стабилизации и очистки нефти от низкокипящих серосодержащих соединений и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.The invention relates to methods for stabilizing and refining oil from low-boiling sulfur-containing compounds and can be used in the oil and oil refining industries.
Известен способ стабилизации обезвоженной и обессоленной нефти по одно- и двухколонной схемам ректификации, обеспечивающий извлечение из нее газообразных компонентов, в том числе сероводорода и меркаптанов [Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973. - С.151-152].A known method of stabilizing dehydrated and desalted oil according to one- and two-column rectification schemes, providing the extraction of gaseous components from it, including hydrogen sulfide and mercaptans [Kasparyants KS Field preparation of oil and gas. M .: Nedra, 1973. - S.151-152].
Преимуществом двухколонной схемы является возможность восполнения утраченного нефтью бензинового потенциала путем ввода в стабильную нефть.The advantage of the two-column scheme is the possibility of replenishing the gasoline potential lost by oil by putting it into stable oil.
Основным недостатком обеих схем является необходимость нагрева нефти до высокой температуры (260-280°С), при которой в кубе колонны образуется сероводород и меркаптаны, что не позволяет достаточно полно извлечь их из нефти. Кроме того, в процессе очистки получается нестабильный бензин, подлежащий транспортировке для последующей переработки, что создает проблемы в условиях промыслов.The main disadvantage of both schemes is the need to heat oil to a high temperature (260-280 ° C), in which hydrogen sulfide and mercaptans are formed in the cube of the column, which does not allow them to be fully extracted from the oil. In addition, during the cleaning process, unstable gasoline is obtained, which must be transported for further processing, which creates problems in the field.
Известен способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, заключающийся в использовании колонны, оснащенной насадкой типа АВР специальной конструкции [ООО «НТ НЕФТЬ И ГАЗ» Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, 2009, www.ntns.ru].A known method of stabilization and purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans, which consists in using a column equipped with a nozzle type ABP of a special design [LLC NT NEFT AND GAS Installation of oil purification from hydrogen sulfide and light mercaptans, 2009, www.ntns.ru].
Способ включает нагрев нефти до температуры ~160°С, подачу в низ колонны отпаривающего агента, позволяет совместить процессы стабилизации и глубокой дегазации нефти и получить товарную нефть с давлением насыщенных паров менее 500 мм рт.ст., содержанием сероводорода до 10 ppm и меркаптанов до 30 ppm.The method includes heating oil to a temperature of ~ 160 ° C, feeding a stripping agent to the bottom of the column, which allows combining stabilization and deep degassing of oil and obtaining marketable oil with a saturated vapor pressure of less than 500 mm Hg, hydrogen sulfide content of up to 10 ppm and mercaptans up to 30 ppm.
Недостатком способа является снижение выхода нефти в связи с высоким отбором дистиллята, необходимость очистки не только его газовой фазы, но и жидкой фазы нестабильного бензина, а также недостаточно высокая степень очистки нефти.The disadvantage of this method is the reduction in oil yield due to the high selection of distillate, the need to clean not only its gas phase, but also the liquid phase of unstable gasoline, as well as the insufficiently high degree of oil purification.
Известен способ очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий физическую очистку нефти путем двукратного концентрирования удаляемых компонентов в газовой фазе дистиллята ректификацией с последующим извлечением их из вторичного концентрата с использованием реагента, вовлечения остатков обеих ректификационных колонн в товарную нефть, выделения и вовлечения в процесс очистки нефти растворенной в ней воды [Патент RU № 2372379 с приоритетом от 11.02.2008, кл. C10G 29/20, «Способ очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти» / Теляшев Г.Г., Арсланов Ф.А. и др.]. По технической сущности наиболее близким к заявленному изобретению является описанный способ в части физической очистки нефти (прототип).A known method for the purification of hydrogen sulfide and mercaptan-containing oil, including the physical purification of oil by double concentration of the removed components in the gas phase of the distillate by distillation, followed by their removal from the secondary concentrate using a reagent, involving the remains of both distillation columns into marketable oil, isolation and involvement in the oil refining process dissolved in water [Patent RU No. 2372379 with priority of 02/11/2008, cl.
В этом способе процесс ректификации в обеих колоннах производят в присутствии водяного пара, а также осуществляют рециклирование (возврат) остатка второй колонны в стабилизированную и очищенную нефть путем смешения с остатком первой колонны. Выделенную из нефти воду используют на стадии очистки концентрата удаляемых компонентов.In this method, the rectification process in both columns is carried out in the presence of water vapor, and the residue of the second column is recycled (returned) to stabilized and refined oil by mixing with the remainder of the first column. Water extracted from oil is used at the stage of purification of the concentrate of removed components.
Хотя описанный способ позволяет существенно снизить необходимую температуру нагрева нефти относительно обычного способа ее стабилизации и очистки методом ректификации (на ~85°С), однако она остается довольно высокой (на уровне ~195°С), что может привести к разложению неустойчивых серосодержащих соединений нефти с выделением дополнительного количества сероводорода и меркаптанов. Недостаточно высока также степень очистки нефти от легких меркаптанов.Although the described method allows to significantly reduce the required temperature of oil heating relative to the conventional method of stabilization and purification by rectification (by ~ 85 ° C), however, it remains quite high (at ~ 195 ° C), which can lead to the decomposition of unstable sulfur-containing oil compounds with the release of an additional amount of hydrogen sulfide and mercaptans. The degree of oil purification from light mercaptans is also not high enough.
Задачей изобретения является повышение эффективности процесса.The objective of the invention is to increase the efficiency of the process.
Согласно изобретению этот технический результат достигается описываемым способом стабилизации и очистки обессоленной и обезвоженной нефти от легких меркаптанов и сероводорода, включающим ее физическую очистку путем последовательной подачи в два сепаратора компонентов из парогазовых смесей дистиллятов, удаляемых из двух ректификационных колонн, при этом после второго сепаратора проводят обработку концентрата удаляемых компонентов реагентом, где сконденсированные углеводороды первого сепаратора подают в качестве сырья во вторую ректификационную колонну, извлекают остатки обеих ректификационных колонн, при этом остатком первой колонны является товарная нефть, а остатком второй колонны является стабильный и очищенный бензин, из первого сепаратора выделяют воду, часть которой направляют на стадию обработки удаляемых компонентов реагентом, а другую часть возвращают в низ первой ректификационной колонны через печь в паровой фазе, остаток второй ректификационной колонны частично возвращают в среднее сечение первой ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси.According to the invention, this technical result is achieved by the described method of stabilization and purification of desalted and dehydrated oil from light mercaptans and hydrogen sulfide, including its physical purification by sequentially supplying components from steam-gas mixtures of distillates removed from two distillation columns to two separators, and processing is carried out after the second separator a concentrate of removed components with a reagent, where the condensed hydrocarbons of the first separator are fed as raw materials to the second the distillation column, the residues of both distillation columns are removed, while the remainder of the first column is salable oil, and the remainder of the second column is stable and refined gasoline, water is separated from the first separator, part of which is sent to the stage of processing the removed components with a reagent, and the other part is returned to the bottom the first distillation column through the furnace in the vapor phase, the remainder of the second distillation column is partially returned to the middle section of the first distillation column in the form of vapor-liquid with Mesi.
Кроме того, предлагаемый способ имеет следующие отличительные признаки.In addition, the proposed method has the following distinctive features.
В ректификационных колоннах используют струйные тарелки с мелкими просечными элементами жалюзийного типа (мелкожалюзийные тарелки).In distillation columns use inkjet plates with small perforated elements of the louvre type (small-louvered plates).
В первой ректификационной колонне ниже ввода сырья используют тарелки со сливными устройствами удвоенной глубины.In the first distillation column below the input of raw materials, plates with double depth drains are used.
Часть остатка второй ректификационной колонны используют в качестве растворителя на промыслах.Part of the remainder of the second distillation column is used as a solvent in the fields.
Указанные отличительные признаки заявляемого способа обеспечивают получение следующих эффектов.These distinctive features of the proposed method provide the following effects.
Последовательная подача в два сепаратора компонентов из парогазовых смесей дистиллятов, удаляемых из двух ректификационных колонн, способствует более четкому выделению концентратов удаляемых компонентов, повышению в нем доли легких меркаптанов и сероводорода и снижению доли бутанов, ценных бензиновых компонентов, которые желательно оставить в составе нефти.The sequential supply of components from steam-gas mixtures of distillates removed from two distillation columns into two separators contributes to a more distinct separation of concentrates of removed components, an increase in the proportion of light mercaptans and hydrogen sulfide in it, and a decrease in the proportion of butanes, valuable gasoline components, which it is desirable to leave in the oil.
Обработка концентрата удаляемых компонентов после второго сепаратора реагентом позволяет снизить затраты на процесс химической очистки концентрата за счет уменьшения его расхода и содержания в нем тяжелых меркаптанов.Processing the concentrate of the removed components after the second separator with a reagent reduces the cost of the chemical cleaning of the concentrate by reducing its consumption and the content of heavy mercaptans in it.
Подача сконденсированных углеводородов первого сепаратора во вторую ректификационную колонну с извлечением остатка позволяет получить стабильный и очищенный от легких меркаптанов и сероводорода бензин без применения реагентов, физическим методом.The supply of condensed hydrocarbons of the first separator to the second distillation column with the extraction of the residue allows us to obtain gasoline stable and purified from light mercaptans and hydrogen sulfide without using reagents, by a physical method.
Возврат части остатка второй ректификационной колонны, представляющего собой стабильный и очищенный бензин, в среднее сечение первой ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси, во-первых, обеспечивает преимущественное рециклирование (возврат) этого потока в товарную нефть, выводимую с низа первой ректификационной колонны, сводя к минимуму рециркуляцию его через верх первой колонны; во-вторых, способствует повышению степени стабилизации товарной нефти; в третьих, позволяет ограничить максимальную температуру нагрева потоков (не выше 140°С).The return of a portion of the remainder of the second distillation column, which is stable and refined gasoline, to the middle section of the first distillation column in the form of a vapor-liquid mixture, firstly, provides primary recycling (return) of this stream to marketable oil discharged from the bottom of the first distillation column, reducing to minimizing its recirculation through the top of the first column; secondly, it helps to increase the degree of stabilization of salable oil; thirdly, it allows you to limit the maximum temperature of the heating flows (not higher than 140 ° C).
Выделение из первого сепаратора воды и направление части ее на стадию обработки реагентом облегчает решение проблемы утилизации кислых стоков.Isolation of water from the first separator and the direction of part of it to the reagent treatment stage facilitates the solution of the problem of acid waste disposal.
Возврат другой части выделенной из первого сепаратора воды в низ первой ректификационной колонны через печь в паровой фазе позволяет создать в нижней секции этой колонны паровое орошение и испарить подлежащие удалению компоненты совместно с низкокипящими углеводородами за счет снижения парциального давления последних, а также обойтись без вовлечения в процесс дополнительных ресурсов отпаривающих агентов. Поскольку этот поток воды является циркулирующим, расход его неограничен и может быть оптимизирован расчетным путем.The return of the other part of the water extracted from the first separator to the bottom of the first distillation column through the furnace in the vapor phase allows the creation of steam irrigation in the lower section of this column and vaporizes the components to be removed together with low boiling hydrocarbons by lowering the partial pressure of the latter, and also avoiding involvement in the process additional resources of stripping agents. Since this water flow is circulating, its flow rate is unlimited and can be optimized by calculation.
Использование в колоннах струйных тарелок с мелкими просечными элементами жалюзийного типа (мелкожалюзийных тарелок) обеспечивает высокую разделительную способность тарелок и ректификационных колонн в целом за счет мелкого диспергирования жидкой фазы, образования развитой межфазной поверхности, повышения степени монодисперсности капелек жидкости, отсутствия "провала" жидкости на тарелке, что способствует повышению выхода и показателей качества товарной нефти. Повышается также диапазон работы тарелок за счет их струйности и беспровальности. В качестве составной части предлагаемых тарелок может быть использовано известное полотно [патент RU № 2236900 с приоритетом от 01.09.2003, кл. B01J 19/32, «Перфорированное полотно для теплообменных устройств» / Сахаров В.Д., Сахаров И.В. и др.].The use of jet plates with small perforated louvre type elements (small-louvered plates) in the columns provides a high separation ability of the plates and distillation columns as a whole due to the fine dispersion of the liquid phase, the formation of a developed interphase surface, an increase in the degree of monodispersity of liquid droplets, and the absence of a "dip" of liquid on the plate , which helps to increase the yield and quality indicators of commercial oil. The range of operation of the plates also increases due to their inkjetness and lack of fire. As part of the proposed plates can be used known canvas [patent RU No. 2236900 with priority of 09/01/2003, class.
Использование в первой ректификационной колонне ниже ввода сырья контактных тарелок со сливными устройствами удвоенной глубины позволяет байпасировать жидкость через тарелку, уменьшая тем самым жидкостную нагрузку тарелок и неблагоприятное соотношение жидкость/пар (газ). При этом уменьшение числа контактов жидкость - пар (газ) на тарелках компенсируется за счет повышения эффективности каждой из них, расширяется диапазон работы колонны [Теляшев Г.Г., Сахаров И.В., Арсланов Ф.А., Теляшева М.Р. Мелкожалюзийная тарелка ТМЖ и колонна с байпасированием жидкости // Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении. Материалы III Научно-практической конференции. Сб. докладов. - Туймазы: Корпорация УРАЛТЕХНОСТРОЙ, 2007. - С.105-106].The use of contact plates with double depth drains in the first distillation column below the feed of raw materials allows bypassing the liquid through the plate, thereby reducing the liquid loading of the plates and the unfavorable liquid / vapor (gas) ratio. Moreover, the decrease in the number of liquid-vapor (gas) contacts on the plates is compensated by increasing the efficiency of each of them, the range of operation of the column is expanded [Telyashev GG, Sakharov IV, Arslanov FA, Telyasheva MR Small louvre plate TMZH and a column with bypassing fluid // New developments in chemical and petroleum engineering. Materials of the III Scientific and Practical Conference. Sat reports. - Tuymazy: URALTECHNOSTROY Corporation, 2007. - P.105-106].
Такая колонна с установленными на них мелкожалюзийными тарелками реализована в промышленности, применяется для стабилизации и очистки сероводородсодержащей нефти [Теляшев Г.Г. и др. Новая технология стабилизации и очистки нефти от сероводорода на предприятии ООО «Нарьянмарнефтегаз» // Информационно-аналитическое издание «Нефтегаз INTERNATIONAL». Сентябрь 2009 г.- С.42-43].Such a column with small-louvre plates installed on them is sold in industry and is used to stabilize and purify hydrogen sulfide-containing oil [G. Telyashev et al. New technology for stabilization and purification of oil from hydrogen sulfide at the enterprise LLC Naryanmarneftegaz // Information and analytical publication Neftegaz INTERNATIONAL. September 2009 - S. 42-43].
Использование части остатка второй ректификационной колонны, представляющего собой стабильный, очищенный от легких меркаптанов и сероводорода бензин, в качестве растворителя на промыслах позволяет уменьшить объем вовлекаемых извне материальных ресурсов и снизить за счет этого себестоимость продукции.The use of a portion of the remainder of the second distillation column, which is stable gasoline purified from light mercaptans and hydrogen sulfide, as a solvent in the fields allows to reduce the amount of material resources involved from outside and to reduce the cost of production.
Совокупность существенных признаков в конечном счете позволяет решить поставленную задачу повышения эффективности процесса, а именно:The combination of essential features ultimately allows us to solve the problem of increasing the efficiency of the process, namely:
- повысить степень стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов;- to increase the degree of stabilization and purification of oil from light mercaptans;
- снизить температуру нагрева нефти и удельные затраты тепла на процесс;- reduce the temperature of oil heating and specific heat consumption for the process;
- уменьшить объем вовлекаемых извне материальных ресурсов и снизить себестоимость продукции;- reduce the amount of external resources involved and reduce the cost of production;
- расширить диапазон работы основного оборудования установки (ректификационных колонн).- expand the range of operation of the main equipment of the installation (distillation columns).
Принципиальная технологическая схема одного из предпочтительных вариантов реализации способа представлена на чертеже (насосы не показаны).Schematic diagram of one of the preferred embodiments of the method shown in the drawing (pumps not shown).
Частично подготовленную нефть, прошедшую стадии обезвоживания и обессоливания, подают на установку по линии 1, нагревают в теплообменнике 2, из которого выводят по линии 3.Partially prepared oil, which has passed the stages of dehydration and desalination, is fed to the unit through
Основную часть нефти направляют по линии 4 в змеевик печи 5, выводят по линии 6 и двумя потоками по линиям 7 и 8 направляют в первую (основную) ректификационную колонну 9. Колонна снабжена струйными тарелками мелкожалюзийного типа 10 и каплеотбойником 11. В нижней секции колонны использованы тарелки удвоенной глубины.The main part of the oil is sent via line 4 to the coil of the
В верх колонны 9 по линии 12 подают часть нефти (8-14%), выходящей из теплообменника 2 по линии 3 в качестве верхнего орошения.A portion of the oil (8-14%) leaving the
В среднюю зону нижней секции этой колонны по линии 13 направляют нагретый в печи 5 остаток второй ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси. В низ колонны по линии 14 вводят отпаривающий агент, в качестве которого используют водяной пар, полученный путем испарения в печи 15 выделенной из нефти циркулирующей воды.The residue of the second distillation column heated in the
С низа колонны выводят стабилизированную и очищенную от легких меркаптанов и сероводорода нефть и направляют по линии 16 в буферную емкость-сепаратор 17, в котором производят дополнительную дегазацию этого потока за счет снижения давления. Газы выводят по линии 18, а жидкую фазу потока по линии 19, затем охлаждают в теплообменнике 2 и направляют по линии 20 в теплообменник 21 и далее по линии 22 выводят с установки в качестве товарной нефти и направляют в товарный парк. В теплообменнике 21 нагревают нефть, поступающую на блок обезвоживания и обессоливания установки подготовки нефти.Oil stabilized and purified from light mercaptans and hydrogen sulfide is removed from the bottom of the column and sent via line 16 to the buffer tank-
С верха ректификационной колонны 9 выводят по линии 23 парогазовую смесь дистиллятов и далее совместно с парогазовой смесью 18 из буферной емкости-сепаратора 17 направляют по линии 24 в теплообменник 25, где эта смесь охлаждается и частично конденсируется за счет вторичного нагрева пресной воды, используемой на блоке обезвоживания и обессоливания нефти. Образовавшуюся парожидкостную смесь направляют по линии 26 в трехфазный сепаратор 27. Тяжелую фазу жидкости, представляющую собой выделенную из нефти воду, выводят снизу по линии 28, циркулирующую часть этого потока направляют для нагрева и испарения в змеевик печи 15 по линии 29, а балансовый избыток выводят по линии 30 и направляют на стадию очистки концентрата удаляемых компонентов и утилизации стоков.From the top of the
Парогазовую смесь из сепаратора 27 направляют по линии 31 в теплообменник 32, в котором она охлаждается и частично конденсируется за счет первичного нагрева пресной воды, используемой на блоке обезвоживания и обессоливания нефти. Далее эту смесь направляют по линии 33 в двухфазный сепаратор 34. Газовую фазу из этого сепаратора, представляющую собой вторичный концентрат удаляемых компонентов, выводят по линии 35 и направляют на блок 36, на очистку от сероводорода и легких меркаптанов с использованием реагента, поступающего по линии 37. Очищенный от сероводорода и меркаптанов газ выводят по линии 38, водный раствор продуктов реакции выводят по линии 39 и направляют на утилизацию.The gas-vapor mixture from the
Жидкую фазу из сепаратора 34, представляющую собой смесь углеводородов и воды, возвращают по линии 40 в трехфазный сепаратор 27. Легкую (углеводородную) фазу жидкости из этого сепаратора (конденсат углеводородов) подают по линии 41 в качестве сырья во вторую, вспомогательную ректификационную колонну 42, которую можно назвать спарринг-колонной. Она снабжена струйными тарелками мелкожалюзийного типа 43, каплеотбойником 44 и аккумулятором 45. Пары углеводородов с верха колонны направляют по линии 46 в трехфазный сепаратор 27. Всю жидкость из аккумулятора 45 направляют по линии 47 в термосифонный (пластинчатый) теплообменник 48, образовавшуюся парожидкостную смесь возвращают по линии 49 в низ колонны 42. С низа этой колонны выводят по линии 50 стабилизированный и очищенный от легких меркаптанов и сероводорода остаток, бензин. Основную часть этого продукта направляют по линии 51 в змеевик печи 5 и далее по линии 13 в колонну 9 (фактически рециклируют в нефть), а небольшую часть выводят по линии 52 для использования на промыслах в качестве растворителя.The liquid phase from the
Процесс ректификации в первой колонне проводят при следующих условиях:The rectification process in the first column is carried out under the following conditions:
- давление верха (абс.) 0,120-0,160 МПа- top pressure (abs.) 0.120-0.160 MPa
- температура верха 95-105°С- top temperature 95-105 ° C
- температура нагрева сырья и остатка второй колонны 120-140°С- the temperature of the heating of raw materials and the remainder of the second column 120-140 ° C
- температура низа 115-130°С- bottom temperature 115-130 ° С
- температура верхнего орошения 80-90°С- top irrigation temperature 80-90 ° С
- температура нижнего (парового) орошения 130-140°С- temperature of the lower (steam) irrigation 130-140 ° С
Процесс ректификации во второй колонне проводят при следующих условиях:The rectification process in the second column is carried out under the following conditions:
- давление верха (абс.) 0,115-0,155 МПа- top pressure (abs.) 0,115-0,155 MPa
- температура верха 65-75°С- top temperature 65-75 ° C
- температура сырья 55-65°С- temperature of raw materials 55-65 ° C
- температура низа 85-95°С- bottom temperature 85-95 ° С
Описанный способ иллюстрируется численным примером, результаты которого представлены в таблицах 1-3.The described method is illustrated by a numerical example, the results of which are presented in tables 1-3.
В таблице 1 приведена характеристика исходной нефти, поступающей на установку с блока обезвоживания и обессоливания.Table 1 shows the characteristics of the initial oil entering the unit from the dehydration and desalination unit.
В таблице 2 приведены основные режимные параметры процесса (в скобках указаны номера потоков, соответствующих чертежу).Table 2 shows the main operational parameters of the process (in parentheses are the numbers of flows corresponding to the drawing).
В таблицу 3 сведены основные показатели процесса.Table 3 summarizes the main process indicators.
Данные, представленные в таблицах 1-3, показывают, что проведение процесса предлагаемым способом позволяет полностью удалить из нефти сероводород и метилмеркаптан, почти тридцатикратно уменьшить остаточное содержание этилмеркаптана (до 6 ppm), добиться глубокой стабилизации (давление насыщенных паров менее 10 кПа) и высокого выхода нефти (более 98 мас.%) При этом такие результаты достигаются при умеренной температуре нагрева потоков в печи (130 - 133°С) без вовлечения извне отпаривающего агента. Расширяется также диапазон производительности основного оборудования, колонн.The data presented in tables 1-3 show that the process of the proposed method allows you to completely remove hydrogen sulfide and methyl mercaptan from oil, reduce the residual ethyl mercaptan content by up to 30 times (to 6 ppm), achieve deep stabilization (saturated vapor pressure less than 10 kPa) and high oil yield (more than 98 wt.%) In this case, such results are achieved at a moderate temperature of the heating flows in the furnace (130 - 133 ° C) without involving the stripping agent from the outside. The range of productivity of the main equipment and columns is also expanding.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010102290/04A RU2425090C1 (en) | 2010-01-25 | 2010-01-25 | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010102290/04A RU2425090C1 (en) | 2010-01-25 | 2010-01-25 | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2425090C1 true RU2425090C1 (en) | 2011-07-27 |
Family
ID=44753507
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010102290/04A RU2425090C1 (en) | 2010-01-25 | 2010-01-25 | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2425090C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478686C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
| RU2510286C1 (en) * | 2013-05-31 | 2014-03-27 | Виктор Владимирович Лобанов | Device for fractionation of heavy hydrocarbons |
| RU2666543C1 (en) * | 2017-06-01 | 2018-09-11 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2009161C1 (en) * | 1991-12-20 | 1994-03-15 | Виталий Галеевич Ахметов | Distillation of oils and oil products |
| WO1999058449A2 (en) * | 1998-05-13 | 1999-11-18 | Felix Borisovich Petljuk | Method for producing oil fractions |
| RU2372379C1 (en) * | 2008-02-11 | 2009-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil |
-
2010
- 2010-01-25 RU RU2010102290/04A patent/RU2425090C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2009161C1 (en) * | 1991-12-20 | 1994-03-15 | Виталий Галеевич Ахметов | Distillation of oils and oil products |
| WO1999058449A2 (en) * | 1998-05-13 | 1999-11-18 | Felix Borisovich Petljuk | Method for producing oil fractions |
| RU2372379C1 (en) * | 2008-02-11 | 2009-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478686C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
| RU2510286C1 (en) * | 2013-05-31 | 2014-03-27 | Виктор Владимирович Лобанов | Device for fractionation of heavy hydrocarbons |
| RU2666543C1 (en) * | 2017-06-01 | 2018-09-11 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Method for decreasing the production of secondary hydrogen sulphate in oil preparation and the device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5310480A (en) | Processes for the separation of aromatic hydrocarbons from a hydrocarbon mixture | |
| TWI794402B (en) | Method for separating aromatics by extractive distillation | |
| US4664786A (en) | Process for the separation of hydrocarbons from a mixed feedstock | |
| JP4481567B2 (en) | Quench water pretreatment process | |
| JPH07196542A (en) | Method for recovering benzene from mixed hydrocarbons | |
| CN106588579B (en) | A method of extracting phenolic compound from carbolic oil | |
| US9969944B2 (en) | Dissolved oil removal from quench water of gas cracker ethylene plants | |
| CN103073383B (en) | Method and device for separating isohexane, n-hexane and benzene | |
| RU2288252C2 (en) | Method for cleaning water-saturated flow, received during fischer-tropsch reaction | |
| KR20110010701A (en) | Improved Extractive Distillation Process Using Aqueous Extraction Solvent | |
| JPS5827961B2 (en) | Method for rectifying distillable mixtures | |
| KR850001107B1 (en) | Continuous Solvent Extraction-Steam Distillation Method | |
| PT1210401E (en) | Method of removing contaminants from petroleum distillates | |
| RU2425090C1 (en) | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide | |
| WO2011076754A1 (en) | Process for removing oxygenated contaminants from an hydrocarbon stream | |
| KR102579494B1 (en) | Method for recovering aromatic hydrocarbon compound | |
| US20140216915A1 (en) | Apparatus for removing a contaminant from a solvent separation process | |
| RU2409609C1 (en) | Method of stabilising hydrogen sulphide- and mercaptan-containing oil | |
| CN105602613A (en) | Method for separating phenol, arene and alkane in direct coal liquefaction effluent through one-step method | |
| US4401560A (en) | Process for the separation of aromatic hydrocarbons from petroleum fractions with heat recovery | |
| RU2696386C2 (en) | Evaporation plant for process stream | |
| RU2479620C1 (en) | Method of gas separation during catalytic cracking of petroleum direction | |
| RU2491981C1 (en) | Method for cleaning diethanolamine solution of admixtures | |
| KR100623187B1 (en) | Separation of aromatics by extractive distillation and mixed solvents used herein | |
| RU2325207C1 (en) | Device for vacuum distillation of raw predominantly petroleum raw |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150126 |