установка для удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов из продукции нефтяных скважин. Удаление сероводорода из нефти


способ удаления сероводорода из сырой нефти - патент РФ 2499031

Изобретение относится к способу удаления сероводорода из сырой нефти. Изобретение касается способа снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включающего добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции, с целью улавливания сероводорода, обеспечения миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаления водной фазы из сырой нефти, в котором поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и катализатор, причем катализатор содержит четвертичную соль аммония, имеющую формулу 1:

где каждый из R1, R2 , R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 30 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, а Х представляет собой галогенид, сульфат, нитрат или карбоксилат. Технический результат - эффективное удаление сероводорода из сырой нефти. 17 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

Область техники

В общем, настоящее изобретение относится к способам удаления сероводорода, и, в частности, к способам удаления сероводорода из сырой нефти.

Уровень техники

Сырая нефть может содержать сероводород, который в присутствии воды оказывает сильное коррозионное воздействие и ядовит в очень небольших концентрациях. Возможные утечки сероводорода могут пагубно воздействовать на здоровье и безопасность персонала при работе с сырой нефтью, то есть, во время хранения, транспортировки (перевозки, перевозки машинами или при транспортировке в трубопроводах) и обработки сырой нефти.

Для удаления сероводорода из сырой нефти применяют поглотители сероводорода. Типичные поглотители сероводорода представляют собой триазины и альдегиды. Однако, триазины высвобождают в жидкие углеводородные среды амины, и остаточные триазины подвергаются термическому разложению, высвобождая дополнительное количество аминов в жидкие углеводородные среды, что также создает опасность для здоровья персонала. Свободные амины могут образовывать соли, которые осаждаются на технологическом оборудовании, вызывая коррозию. Реакции альдегидов могут иметь замедленную кинетику и могут приводить к неполному удалению сероводорода.

Необходимо разработать улучшенный поглотитель для удаления сероводорода из сырой нефти.

Описание изобретения

В одном из воплощений способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включает добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции для улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, где поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичную соль аммония.

Различные воплощения относятся к улучшенному способу удаления сероводорода из сырой нефти, обеспечивающему быстрое улавливание сероводорода и не приводящему к получению аминов в качестве побочных продуктов.

Подробное описание изобретения

Формы единственного числа включают множественное число, если из контекста не следует обратное. Границы всех диапазонов, относящихся к одним и тем же характеристикам, могут быть независимо скомбинированы и включены в приведенное граничное значение. Все цитируемые документы включены в настоящее описание посредством ссылки.

Уточнение "приблизительно", относящееся к количеству, включает указанную величину и имеет значение, очевидное из контекста (например, включает пределы ошибок, связанных с измерением конкретного количества).

Обозначения "возможный" или "возможно" означают, что описанное далее событие или действие может происходить или может не происходить, или что определяемый далее материал может присутствовать или может отсутствовать, и что описание включает примеры, в которых событие или обстоятельство происходят или материал присутствует, а также примеры, в которых событие или обстоятельство не происходят или материал отсутствует.

В одном из воплощений способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включает добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции для улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, где поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичную соль аммония.

Сырая нефть может представлять собой сырую нефть любого типа, содержащую сероводород. Любое количество сероводорода в сырой нефти может быть снижено, и реальное количество оставшегося сероводорода может быть различным и зависеть от исходного количества. В одном из воплощений концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 150 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 100 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 50 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 20 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти.

Поглощающую сероводород композицию добавляют к сырой нефти любым традиционным способом. В одном из воплощений поглощающую композицию вводят в сырую нефть при помощи традиционной системы прямой инжекции, и при этом композиция может быть введена в технологическую линию на любом участке, подходящем для смешивания поглотителя с сырой нефтью, например, в трубопровод или в цистерну. Поглощающую композицию можно добавлять к сырой нефти непрерывно или периодически, в виде одной или более порций, которые можно добавлять один или несколько раз.

Поглощающую композицию добавляют к сырой нефти в любом количестве, достаточном для снижения концентрации сероводорода в сырой нефти. В одном из воплощений поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 1 частей на миллион до приблизительно 3000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 10 масс. частей на миллион до приблизительно 2000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 50 масс. частей на миллион до приблизительно 1500 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 100 масс. частей на миллион до приблизительно 1200 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти.

Поглотитель сероводорода можно добавлять в чистом виде или разбавлять водой или растворителем, и его можно смешивать или компоновать с другими подходящими материалами или добавками.

Поглощающая сероводород композиция улавливает и нейтрализует сероводород, присутствующий в сырой нефти, посредством включения серы в инертное циклическое соединение. Циклическое соединение не является вредным, имеет высокое сродство к водной фазе и мигрирует в водную фазу из нефтяной фазы. Поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичное соединение аммония. Глиоксаль представляет собой водорастворимый альдегид и может включать олигомеры глиоксаля. Глиоксаль выпускается в промышленности. Глиоксаль катализируется четвертичной солью аммония, которая повышает эффективность поглощающей композиции и улучшает извлечение сероводорода. Катализатор может представлять собой любую подходящую четвертичную соль аммония. В одном из воплощений катализатор имеет формулу I:

где каждый из R1, R2 , R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 30 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, а Х представляет собой галогенид, сульфат, нитрат или карбоксилат. Алкильные группы и арильные группы могут быть как замещенными, так и незамещенными.

В одном из воплощений R1 представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 24 атомов углерода. В одном из воплощений R2 представляет собой алкил, содержащий от 1 до 24 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 24 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 24 атомов углерода.

В одном из воплощений каждый из R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 24 атомов углерода. В другом воплощении каждый из R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода.

Неограничивающие примеры алкильной группы включают метил, этил, пропил, изопропил, бутил, изобутил, пентил, гексил, децил или додецил. Арильная группа может представлять собой фенил. Арилалкильная группа может представлять собой бензил. Галогенид может представлять собой хлорид, бромид или йодид. Сульфат может представлять собой метилсульфат. Нитрат может представлять собой бисульфатнитрат. Карбоксилат может представлять собой ацетат.

В одном из воплощений четвертичная соль аммония представляет собой хлорид алкилбензиламмония или хлорид бензилкокоалкил(С 12-С18)диметиламмония. В другом воплощении неограничивающие примеры четвертичной соли аммония включают хлорид дикокоалкил(С 12-С18)диметиламмония, хлорид диталлодиметиламмония, метилхлорид ди(гидрированный талловый алкилдиметил-четвертичного аммония, хлорид метил-бис-(2-гидроксиэтилкокоалкил(С12 -С18)-четвертичного аммония, метилсульфат диметил(2-этил)таллоаммония, хлорид н-додецилбензилдиметиламмония, хлорид н-октадецилбензилдиметиламмония, сульфат н-додецилтриметиламмония, алкилтриметиламмонийхлорид сои или метилсульфат (гидрированный таллловый алкил)(2-этилгексил)диметил-четвертичного аммония.

В одном из воплощений количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 0,01 до приблизительно 15% масс., исходя из количества глиоксаля. В другом воплощении количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 1 до приблизительно 10% масс., исходя из количества глиоксаля.

Поглощающая композиция имеет сродство к водной фазе, и уловленные сульфиды мигрируют в водную фазу. Если присутствует эмульсия, можно обеспечить миграцию уловленных сульфидов в водную фазу из сырой нефти и удалять их с водной фазой. Если эмульсия отсутствует, для привлечения уловленных сульфидов можно добавлять промывную воду. В одном из воплощений поглощающую сероводород композицию добавляют перед обработкой сырой нефти в обессоливателе, в котором происходит эмульгирование углеводородных сред с промывной водой, позволяющее извлекать водорастворимые загрязнения и затем отделять и удалять водную фазу из сырой нефти.

В одном из воплощений промывную воду добавляют в количестве, достаточном для образования эмульсии с сырой нефтью. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 50% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 25% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 10% об., исходя из объема эмульсии. В одном из воплощений сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 50 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 75 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 90 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии.

Промывную воду и сырую нефть эмульгируют любым традиционным способом. В одном из воплощений промывную воду и сырую нефть нагревают и тщательно перемешивают для получения эмульсии типа «масло в воде». В одном из воплощений промывную воду и сырую нефть нагревают при температуре от приблизительно 90°С до приблизительно 150°С. Промывную воду и сырую нефть смешивают любым традиционным способом, например, при помощи статического смесителя, установленного на линии, или при помощи смесительного клапана, установленного на линии, при перепаде давления от приблизительно 0,2 до приблизительно 2-10 5 Па (2 бар), в зависимости от плотности сырой нефти. Обеспечивают возможность расслоения эмульсии, например, путем отстаивания, на водную фазу и нефтяную фазу. В одном из воплощений водную фазу удаляют. В другом воплощении водную фазу удаляют посредством сливания водной фазы.

Для облегчения отделения воды от сырой нефти, в смесь можно добавлять деэмульгаторы. В одном из воплощений неограничивающие примеры деэмульгаторов включают оксиалкилированные органические соединения, анионные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества или смеси таких материалов. Неограничивающие примеры оксиалкилированных органических соединений включают этоксилаты фенолформальдегидных смол, алкоксилированные полиолы и амины, например, блок-сополимеры Pluronic®. Анионные поверхностно-активные вещества включают алкил- или арилсульфонаты, например, додецилбензолсульфонат. Эти деэмульгаторы можно добавлять в воду в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 1000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. Можно использовать сочетания добавок, но общее количество вводимых добавок должно составлять от приблизительно 1 до приблизительно 1000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти.

Для лучшего понимания настоящего изобретения специалистами в данной области техники, ниже приведены неограничивающщие примеры, которые служат для иллюстрации настоящего изобретения.

Примеры

Пример 1

Испытания по удалению сероводорода были проведены на сырой нефти, содержащей 500 частей на миллион сероводорода, находящейся в жидкой фазе и полученной с нефтеперерабатывающего завода в Техасе (Texas, Valero). Испытания проводили, используя модифицированное испытание ASTM 5705-95, в котором h3 S определяли в паровой фазе при помощи аналитической трубки (dragger tube) в течение двух часов после обработки (60°С (140°F)). Результаты показаны в таблице 1.

Таблица 1
ОбразецПоглотитель h3S (1000 частей на миллион)Остаточный h3 S (ч./милл.)
СЕ-1 МЭА1 триазин400
СЕ-2Триазин 8411C 2120
СЕ-3ММА3 триазин + Катализатор 4200
СЕ-4МЭА1 триазин + Катализатор 4200
СЕ-5Глиоксаль 950
1 Глиоксаль + Катализатор4140
1МЭА - моноэтаноламин2Триазин 8411C поставляет Компания Clearwater, Inc. в виде продукта Sulfa-Clear8411C.3ММА - монометиламин4Катализатор - хлорид кокоалкилдиметилбензиламмония (Arquad® DMCB-80) в концентрации для обработки, составляющей 1,6% масс.(активные вещества), исходя из массы триазина или глиоксаля.

Образец 1 показал сравнимые результаты со случаем использования триазина, но при этом катализированный глиоксаль может быть удален с водной фазой, в то время как триазин остается в нефти и при дальнейшей обработке может образовывать амины. Очистка образцом с катализированным глиоксалем показала гораздо лучшие результаты по сравнению с обработкой глиоксалем, в то время как каталитическое воздействие на триазин не улучшает результаты обработки триазином.

Пример 2

Концентрацию сероводорода в паровой фазе определяли при различных дозировках обрабатывающих веществ спустя 1 час и 2 часа для образца 1 и сравнительных примеров CE-I и СЕ-3, как показано в таблице 2.

Таблица 2
Дозировка (ч./милл.)СЕ-1 уровень H 2S (ч./милл.) 1 часСЕ-3 уровень h3S (ч./милл.) 1 часОбразец 1 уровень h3S (ч./милл.) 1 час СЕ-1 уровень h3S (ч./милл.) 2 часа СЕ-3 уровень h3S (ч./милл.) 2 часа Образец 1 уровень h3S (ч./милл.) 2 часа
0500 500500500 500500
500160 10060120 8020
100020 20205 55
ч./милл. - части на миллион

Добавление образцов снижает и регулирует уровень сероводорода. Образец 1 показал результаты, сравнимые с результатами, полученными при использовании CE-I и СЕ-3. Однако образец 1 может быть удален с водной фазой и не образует аминов, как образцы, содержащие триазин.

Пример 3

5 г h3 S барботировали через колбу емкостью 2 л, содержащую 1 л коммерчески доступного образца сырой нефти, изначально содержащей <25 мкг/мл сероводорода. Колба была снабжена механической мешалкой и обратным холодильником со щелочной ловушкой. Сырую нефть перемешивали при комнатной температуре в течение 1 часа. Концентрация H 2S в сырой нефти, содержащей h3S, составляла 3940 мкг/мл.

К сырой нефти, содержащей h3 S, добавляли деэмульгатор в количествах, приведенных в таблице 3.

С глиоксалем и хлоридом кокоалкилдиметилбензиламмония смешивали 5% об. промывной воды, как указано в таблице 3, и добавляли к сырой нефти, содержащей h3S. Промывную воду смешивали с сырой нефтью, содержащей h3S, при 4000 об./мин. в течение 2 секунд с использованием решеток и нагревали до 130°С под давлением 2,76·104 Па (4 фунт/кв. дюйм), получая эмульсию.

Эмульсию оставляли на 32 минут для разделения водной фазы и сырой нефти. Для определения степени расслоения эмульсии было проведено определение по капле воды, которое представлено в таблице 4. Водную фазу отделяли от эмульсии и анализировали ее прозрачность; результаты показаны в таблице 3.

Таблица 3
ОбразецДеэмульгатор1 (части на миллион)2Обработка 3 (части на миллион)2 Средняя капля воды (мл)Прозрачность капли воды
Холостой 002,73 Прозрачная
СЕ-8 604,50 Прозрачная
2 61004,50 Слегка мутная
312100 4,48Слегка мутная
46250 4,75Мутная
512250 4,70Мутная
66500 4,75Мутная
712500 4,75Мутная
1Деэмульгатор представляет собой алкоксилированный алкилфенолформальдегид, поставляемый General Electric Company.2Дозировка в пересчете на 100 мл общего объема.3Обработку проводили добавлением 1,6% масс. глиоксаля и хлорида кокоалкилдиметилбензиламмония (активные вещества), исходя из массы глиоксаля.
Таблица 4
Определение по капле воды в мл
Образец1 мин (мл) 2 мин (мл)4 мин (мл) 8 мин (мл)16 мин (мл) 32 мин (мл)Средняя капля воды (мл)
Холостой0,4 1,82,7 3,544 2,73
СЕ-8 1,844,7 5,55,55,5 4,50
2 1,84 4,75,55,5 5,54,50
32 44,75,2 5,55,54,48
43 455,5 5,55,54,75
53 44,75,5 5,55,54,70
63 455,5 5,55,54,75
73 455,5 5,55,54,75

Повышенная мутность отобранной воды при более высоких концентрациях реагентов, удаляющих сероводород, указывает на присутствие сероводородных продуктов, которые удаляются с водой. Кроме того, поглотитель сероводорода не оказывает негативного воздействия на расслоение эмульсии.

Несмотря на то, что для иллюстрации изобретения были приведены типичные воплощения изобретения, предлагаемое описание не ограничивает объем защиты изобретения. Соответственно, в настоящем изобретении могут быть произведены различные модификации, адаптации и альтернативные варианты, очевидные специалисту в данной области техники, не выходящие за пределы объема защиты изобретения.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включающий добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции, с целью улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, в котором поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и катализатор, причем катализатор содержит четвертичную соль аммония, имеющую формулу I:где каждый из R1, R2, R 3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 30 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, а Х представляет собой галогенид, сульфат, нитрат или карбоксилат.

2. Способ по п.1, в котором поглощающую композицию добавляют к сырой нефти в количестве от приблизительно 1 мас.ч./млн до приблизительно 3000 мас.ч./млн, исходя из массы сырой нефти.

3. Способ по п.1, в котором поглощающую композицию добавляют к сырой нефти в количестве от приблизительно 10 мас.ч./млн до приблизительно 2000 мас.ч./млн, исходя из массы сырой нефти.

4. Способ по п.1, в котором алкильная группа выбрана из группы, состоящей из метила, этила, пропила, изопропила, бутила, изобутила, пентила, гексила, децила и додецила.

5. Способ по п.1, в котором арильная группа представляет собой фенил.

6. Способ по п.1, в котором арилалкильная группа представляет собой бензил.

7. Способ по п.1, в котором галогенид выбран из группы, состоящей из хлорида, бромида и йодида.

8. Способ по п.1, в котором катализатор представляет собой хлорид бензилкокоалкил(С12 -С18)диметиламмония.

9. Способ по п.1, в котором катализатор выбирают из группы, состоящей из хлорида дикокоалкил(С 12-С18)диметиламмония, хлорида бензилкокоалкил(С 12-С18)диметиламмония, хлорида диталлодиметиламмония, метилхлорида ди(гидрированный талловый алкил)диметил-четвертичного аммония, хлорида метил-бис-(2-гидроксиэтилкокоалкил(С12 -С18)-четвертичного аммония, метилсульфата диметил(2-этил)таллоаммония, хлорида н-додецилбензилдиметиламмония, хлорида н-октадецилбензилдиметиламмония, и метилсульфата (гидрированный талловый алкил)(2-этилгексил)диметил-четвертичного аммония.

10. Способ по п.1, в котором количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 0,01 мас.% до приблизительно 15 мас.%, исходя из массы глиоксаля.

11. Способ по п.10, в котором количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 10 мас.%, исходя из массы глиоксаля.

12. Способ по п.1, в котором сырую нефть обрабатывают в обессоливателе.

13. Способ по п.12, в котором к сырой нефти добавляют промывную воду.

14. Способ по п.13, в котором промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 об.% до приблизительно 50 об.%, исходя из объема эмульсии.

15. Способ по п.13, в котором промывную воду добавляют в количестве, составляющем приблизительно от 1 об.% до приблизительно 25 об.% от объема эмульсии.

16. Способ по п.13, в котором промывную воду и сырую нефть эмульгируют посредством нагревания и смешивания сырой нефти и промывной воды.

17. Способ по п.13, в котором сырую нефть и промывную воду нагревают до температуры от приблизительно 90°С до приблизительно 150°С.

18. Способ по п.13, в котором промывную воду удаляют посредством сливания.

www.freepatent.ru

Удаление - сероводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Удаление - сероводород

Cтраница 2

Удаление сероводорода из газа в отличие от удаления перечисленных выше веществ может быть осуществлено только химическим путем.  [16]

Удаление сероводорода ( h3S) в поверхностных водах в условиях их осветления может быть осуществлено хлорированием воды.  [17]

Удаление сероводорода из синильной кислоты, полученной из цианилплава, Отч.  [18]

Удаление сероводорода при помощи растворов этаноламина особенно целесообразно при очистке газов с низким содержанием двуокиси углерода, например, многих природных горючих газов и газов нефтепереработки.  [19]

Удаление сероводорода из коксового газа осуществляется в настоящее время двумя способами: сухой и мокрой очисткой.  [20]

Удаление сероводорода проводят следующим образом. В делительную воронку, через которую предварительно пропускают азот, вносят пробу в трехкратном объеме относительно взятого для первого титрования. Если необходимо, приливают столько изооктана, чтобы объем углеводородной фазы составил не менее 25 мл. Прибавляют равный объем кислого раствора сульфата кадмия и энергично взбалтывают смесь несколько минут. После полного расслоения смеси отделяют и отбрасывают водный слой, содержащий желтый осадок сульфида кадмия. В органический слой снова вводят раствор сульфата кадмия и отделяют водный слой с осадком. Эту операцию повторяют до тех пор, пока не п реста-нет образовываться сульфид кадмия. Углеводородный слой фильтруют через су-хой бумажный фильтр, воронку споласкивают изооктаном.  [21]

Удаление сероводорода проводят следующим образом. В делительную воронку, через которую предварительно пропускают азот, вносят пробу в трехкратном объеме относительно взятого для первого титрования. Если необходимо, приливают столько изооктана, чтобы объем углеводородной фазы составил не менее 25 мл. Прибавляют равный объем кислого раствора сульфата кадмия и энергично взбалтывают смесь несколько минут. После полного рлсглопшя смеси отделяют и отбрасывают водный слой, содержащий желтый осадок сульфида кадмия. В органический слой снова вводят раствор сульфата кадмия и отделяют водный слой с осадком. Эту операцию повторяют до тех пор, пока не п реста-нет образовываться сульфид кадмия. Углеводородный слой фильтруют через су-хой бумажный фильтр, воронку споласкивают изооктаном.  [22]

Удаление сероводорода в данном случае осуществляется кипячением подкисленного раствора. Остатки сероводорода окисляются перекисью водорода в щелочной среде до сернокислого натрия, не оказывающего влияния на дальнейший ход анализа.  [23]

Удаление сероводорода h3S из газа в блоке сероочистки осуществляется его промывкой селексолом: раствор селексола поглощает сероводород. Отработавший в газовой турбине газ поступает в котел-утилизатор ( на рис. 9.7 не показан), где - вырабатывается слабоперегретый пар при давлении 1 3 МПа и температуре 250 С.  [24]

Хроматографическое удаление сероводорода из газов может также проводиться на активированном древесном угле и на углях, получаемых из торфяного и каменноугольного сырья.  [25]

Электрокоагуляционное удаление сероводорода из сточных вод определяется реакцией нейтрализации с эквивалентным количеством ионов двухвалентного железа, полученных при электролизе. Поэтому контроль выхода количества растворенного металла электрода является необходимым.  [26]

После удаления сероводорода раствор возвращается на очистку нефтепродукта.  [28]

После удаления сероводорода и серы проба растворяется в бензоле и очищается суспензией основного ацетата свинца.  [29]

Для удаления сероводорода из нефтяных газов, дистиллятов прямой перегонки и вторичных процессов во многих случаях используют поглотительные щелочные растворы. Для поддержания емкости щелочи на заданном уровне требуется заменять часть используемого поглотительного раствора свежим. Отработанная щелочь как правило сбрасывается в специальную канализацию. В связи с этим разработка и совершенствование методов обезвреживания отработанной щелочи является важной народно-хозяйственной задачей.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

СПОСОБ УДАЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДА ИЗ СЫРОЙ НЕФТИ

Область техники

В общем, настоящее изобретение относится к способам удаления сероводорода, и, в частности, к способам удаления сероводорода из сырой нефти.

Уровень техники

Сырая нефть может содержать сероводород, который в присутствии воды оказывает сильное коррозионное воздействие и ядовит в очень небольших концентрациях. Возможные утечки сероводорода могут пагубно воздействовать на здоровье и безопасность персонала при работе с сырой нефтью, то есть, во время хранения, транспортировки (перевозки, перевозки машинами или при транспортировке в трубопроводах) и обработки сырой нефти.

Для удаления сероводорода из сырой нефти применяют поглотители сероводорода. Типичные поглотители сероводорода представляют собой триазины и альдегиды. Однако, триазины высвобождают в жидкие углеводородные среды амины, и остаточные триазины подвергаются термическому разложению, высвобождая дополнительное количество аминов в жидкие углеводородные среды, что также создает опасность для здоровья персонала. Свободные амины могут образовывать соли, которые осаждаются на технологическом оборудовании, вызывая коррозию. Реакции альдегидов могут иметь замедленную кинетику и могут приводить к неполному удалению сероводорода.

Необходимо разработать улучшенный поглотитель для удаления сероводорода из сырой нефти.

Описание изобретения

В одном из воплощений способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включает добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции для улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, где поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичную соль аммония.

Различные воплощения относятся к улучшенному способу удаления сероводорода из сырой нефти, обеспечивающему быстрое улавливание сероводорода и не приводящему к получению аминов в качестве побочных продуктов.

Подробное описание изобретения

Формы единственного числа включают множественное число, если из контекста не следует обратное. Границы всех диапазонов, относящихся к одним и тем же характеристикам, могут быть независимо скомбинированы и включены в приведенное граничное значение. Все цитируемые документы включены в настоящее описание посредством ссылки.

Уточнение "приблизительно", относящееся к количеству, включает указанную величину и имеет значение, очевидное из контекста (например, включает пределы ошибок, связанных с измерением конкретного количества).

Обозначения "возможный" или "возможно" означают, что описанное далее событие или действие может происходить или может не происходить, или что определяемый далее материал может присутствовать или может отсутствовать, и что описание включает примеры, в которых событие или обстоятельство происходят или материал присутствует, а также примеры, в которых событие или обстоятельство не происходят или материал отсутствует.

В одном из воплощений способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включает добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции для улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, где поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичную соль аммония.

Сырая нефть может представлять собой сырую нефть любого типа, содержащую сероводород. Любое количество сероводорода в сырой нефти может быть снижено, и реальное количество оставшегося сероводорода может быть различным и зависеть от исходного количества. В одном из воплощений концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 150 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 100 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 50 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 20 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти.

Поглощающую сероводород композицию добавляют к сырой нефти любым традиционным способом. В одном из воплощений поглощающую композицию вводят в сырую нефть при помощи традиционной системы прямой инжекции, и при этом композиция может быть введена в технологическую линию на любом участке, подходящем для смешивания поглотителя с сырой нефтью, например, в трубопровод или в цистерну. Поглощающую композицию можно добавлять к сырой нефти непрерывно или периодически, в виде одной или более порций, которые можно добавлять один или несколько раз.

Поглощающую композицию добавляют к сырой нефти в любом количестве, достаточном для снижения концентрации сероводорода в сырой нефти. В одном из воплощений поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 1 частей на миллион до приблизительно 3000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 10 масс. частей на миллион до приблизительно 2000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 50 масс. частей на миллион до приблизительно 1500 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 100 масс. частей на миллион до приблизительно 1200 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти.

Поглотитель сероводорода можно добавлять в чистом виде или разбавлять водой или растворителем, и его можно смешивать или компоновать с другими подходящими материалами или добавками.

Поглощающая сероводород композиция улавливает и нейтрализует сероводород, присутствующий в сырой нефти, посредством включения серы в инертное циклическое соединение. Циклическое соединение не является вредным, имеет высокое сродство к водной фазе и мигрирует в водную фазу из нефтяной фазы. Поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичное соединение аммония. Глиоксаль представляет собой водорастворимый альдегид и может включать олигомеры глиоксаля. Глиоксаль выпускается в промышленности. Глиоксаль катализируется четвертичной солью аммония, которая повышает эффективность поглощающей композиции и улучшает извлечение сероводорода. Катализатор может представлять собой любую подходящую четвертичную соль аммония. В одном из воплощений катализатор имеет формулу I:

где каждый из R1, R2, R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 30 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, а Х представляет собой галогенид, сульфат, нитрат или карбоксилат. Алкильные группы и арильные группы могут быть как замещенными, так и незамещенными.

В одном из воплощений R1 представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 24 атомов углерода. В одном из воплощений R2 представляет собой алкил, содержащий от 1 до 24 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 24 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 24 атомов углерода.

В одном из воплощений каждый из R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 24 атомов углерода. В другом воплощении каждый из R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода.

Неограничивающие примеры алкильной группы включают метил, этил, пропил, изопропил, бутил, изобутил, пентил, гексил, децил или додецил. Арильная группа может представлять собой фенил. Арилалкильная группа может представлять собой бензил. Галогенид может представлять собой хлорид, бромид или йодид. Сульфат может представлять собой метилсульфат. Нитрат может представлять собой бисульфатнитрат. Карбоксилат может представлять собой ацетат.

В одном из воплощений четвертичная соль аммония представляет собой хлорид алкилбензиламмония или хлорид бензилкокоалкил(С12-С18)диметиламмония. В другом воплощении неограничивающие примеры четвертичной соли аммония включают хлорид дикокоалкил(С12-С18)диметиламмония, хлорид диталлодиметиламмония, метилхлорид ди(гидрированный талловый алкилдиметил-четвертичного аммония, хлорид метил-бис-(2-гидроксиэтилкокоалкил(С12-С18)-четвертичного аммония, метилсульфат диметил(2-этил)таллоаммония, хлорид н-додецилбензилдиметиламмония, хлорид н-октадецилбензилдиметиламмония, сульфат н-додецилтриметиламмония, алкилтриметиламмонийхлорид сои или метилсульфат (гидрированный таллловый алкил)(2-этилгексил)диметил-четвертичного аммония.

В одном из воплощений количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 0,01 до приблизительно 15% масс., исходя из количества глиоксаля. В другом воплощении количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 1 до приблизительно 10% масс., исходя из количества глиоксаля.

Поглощающая композиция имеет сродство к водной фазе, и уловленные сульфиды мигрируют в водную фазу. Если присутствует эмульсия, можно обеспечить миграцию уловленных сульфидов в водную фазу из сырой нефти и удалять их с водной фазой. Если эмульсия отсутствует, для привлечения уловленных сульфидов можно добавлять промывную воду. В одном из воплощений поглощающую сероводород композицию добавляют перед обработкой сырой нефти в обессоливателе, в котором происходит эмульгирование углеводородных сред с промывной водой, позволяющее извлекать водорастворимые загрязнения и затем отделять и удалять водную фазу из сырой нефти.

В одном из воплощений промывную воду добавляют в количестве, достаточном для образования эмульсии с сырой нефтью. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 50% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 25% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 10% об., исходя из объема эмульсии. В одном из воплощений сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 50 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 75 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 90 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии.

Промывную воду и сырую нефть эмульгируют любым традиционным способом. В одном из воплощений промывную воду и сырую нефть нагревают и тщательно перемешивают для получения эмульсии типа «масло в воде». В одном из воплощений промывную воду и сырую нефть нагревают при температуре от приблизительно 90°С до приблизительно 150°С. Промывную воду и сырую нефть смешивают любым традиционным способом, например, при помощи статического смесителя, установленного на линии, или при помощи смесительного клапана, установленного на линии, при перепаде давления от приблизительно 0,2 до приблизительно 2-105 Па (2 бар), в зависимости от плотности сырой нефти. Обеспечивают возможность расслоения эмульсии, например, путем отстаивания, на водную фазу и нефтяную фазу. В одном из воплощений водную фазу удаляют. В другом воплощении водную фазу удаляют посредством сливания водной фазы.

Для облегчения отделения воды от сырой нефти, в смесь можно добавлять деэмульгаторы. В одном из воплощений неограничивающие примеры деэмульгаторов включают оксиалкилированные органические соединения, анионные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества или смеси таких материалов. Неограничивающие примеры оксиалкилированных органических соединений включают этоксилаты фенолформальдегидных смол, алкоксилированные полиолы и амины, например, блок-сополимеры Pluronic®. Анионные поверхностно-активные вещества включают алкил- или арилсульфонаты, например, додецилбензолсульфонат. Эти деэмульгаторы можно добавлять в воду в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 1000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. Можно использовать сочетания добавок, но общее количество вводимых добавок должно составлять от приблизительно 1 до приблизительно 1000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти.

Для лучшего понимания настоящего изобретения специалистами в данной области техники, ниже приведены неограничивающщие примеры, которые служат для иллюстрации настоящего изобретения.

Примеры

Пример 1

Испытания по удалению сероводорода были проведены на сырой нефти, содержащей 500 частей на миллион сероводорода, находящейся в жидкой фазе и полученной с нефтеперерабатывающего завода в Техасе (Texas, Valero). Испытания проводили, используя модифицированное испытание ASTM 5705-95, в котором h3S определяли в паровой фазе при помощи аналитической трубки (dragger tube) в течение двух часов после обработки (60°С (140°F)). Результаты показаны в таблице 1.

Таблица 1
Образец Поглотитель h3S (1000 частей на миллион) Остаточный h3S (ч./милл.)
СЕ-1 МЭА1 триазин 400
СЕ-2 Триазин 8411C2 120
СЕ-3 ММА3 триазин + Катализатор4 200
СЕ-4 МЭА1 триазин + Катализатор4 200
СЕ-5 Глиоксаль 950
1 Глиоксаль + Катализатор4 140
1МЭА - моноэтаноламин2Триазин 8411C поставляет Компания Clearwater, Inc. в виде продукта Sulfa-Clear8411C.3ММА - монометиламин4Катализатор - хлорид кокоалкилдиметилбензиламмония (Arquad® DMCB-80) в концентрации для обработки, составляющей 1,6% масс.(активные вещества), исходя из массы триазина или глиоксаля.

Образец 1 показал сравнимые результаты со случаем использования триазина, но при этом катализированный глиоксаль может быть удален с водной фазой, в то время как триазин остается в нефти и при дальнейшей обработке может образовывать амины. Очистка образцом с катализированным глиоксалем показала гораздо лучшие результаты по сравнению с обработкой глиоксалем, в то время как каталитическое воздействие на триазин не улучшает результаты обработки триазином.

Пример 2

Концентрацию сероводорода в паровой фазе определяли при различных дозировках обрабатывающих веществ спустя 1 час и 2 часа для образца 1 и сравнительных примеров CE-I и СЕ-3, как показано в таблице 2.

Таблица 2
Дозировка (ч./милл.) СЕ-1 уровень h3S (ч./милл.) 1 час СЕ-3 уровень h3S (ч./милл.) 1 час Образец 1 уровень h3S (ч./милл.) 1 час СЕ-1 уровень h3S (ч./милл.) 2 часа СЕ-3 уровень h3S (ч./милл.) 2 часа Образец 1 уровень h3S (ч./милл.) 2 часа
0 500 500 500 500 500 500
500 160 100 60 120 80 20
1000 20 20 20 5 5 5
ч./милл. - части на миллион

Добавление образцов снижает и регулирует уровень сероводорода. Образец 1 показал результаты, сравнимые с результатами, полученными при использовании CE-I и СЕ-3. Однако образец 1 может быть удален с водной фазой и не образует аминов, как образцы, содержащие триазин.

Пример 3

5 г h3S барботировали через колбу емкостью 2 л, содержащую 1 л коммерчески доступного образца сырой нефти, изначально содержащей <25 мкг/мл сероводорода. Колба была снабжена механической мешалкой и обратным холодильником со щелочной ловушкой. Сырую нефть перемешивали при комнатной температуре в течение 1 часа. Концентрация h3S в сырой нефти, содержащей h3S, составляла 3940 мкг/мл.

К сырой нефти, содержащей h3S, добавляли деэмульгатор в количествах, приведенных в таблице 3.

С глиоксалем и хлоридом кокоалкилдиметилбензиламмония смешивали 5% об. промывной воды, как указано в таблице 3, и добавляли к сырой нефти, содержащей h3S. Промывную воду смешивали с сырой нефтью, содержащей h3S, при 4000 об./мин. в течение 2 секунд с использованием решеток и нагревали до 130°С под давлением 2,76·104 Па (4 фунт/кв. дюйм), получая эмульсию.

Эмульсию оставляли на 32 минут для разделения водной фазы и сырой нефти. Для определения степени расслоения эмульсии было проведено определение по капле воды, которое представлено в таблице 4. Водную фазу отделяли от эмульсии и анализировали ее прозрачность; результаты показаны в таблице 3.

Таблица 3
Образец Деэмульгатор1 (части на миллион)2 Обработка3 (части на миллион)2 Средняя капля воды (мл) Прозрачность капли воды
Холостой 0 0 2,73 Прозрачная
СЕ-8 6 0 4,50 Прозрачная
2 6 100 4,50 Слегка мутная
3 12 100 4,48 Слегка мутная
4 6 250 4,75 Мутная
5 12 250 4,70 Мутная
6 6 500 4,75 Мутная
7 12 500 4,75 Мутная
1Деэмульгатор представляет собой алкоксилированный алкилфенолформальдегид, поставляемый General Electric Company.2Дозировка в пересчете на 100 мл общего объема.3Обработку проводили добавлением 1,6% масс. глиоксаля и хлорида кокоалкилдиметилбензиламмония (активные вещества), исходя из массы глиоксаля.
Таблица 4
Определение по капле воды в мл
Образец 1 мин (мл) 2 мин (мл) 4 мин (мл) 8 мин (мл) 16 мин (мл) 32 мин (мл) Средняя капля воды (мл)
Холостой 0,4 1,8 2,7 3,5 4 4 2,73
СЕ-8 1,8 4 4,7 5,5 5,5 5,5 4,50
2 1,8 4 4,7 5,5 5,5 5,5 4,50
3 2 4 4,7 5,2 5,5 5,5 4,48
4 3 4 5 5,5 5,5 5,5 4,75
5 3 4 4,7 5,5 5,5 5,5 4,70
6 3 4 5 5,5 5,5 5,5 4,75
7 3 4 5 5,5 5,5 5,5 4,75

Повышенная мутность отобранной воды при более высоких концентрациях реагентов, удаляющих сероводород, указывает на присутствие сероводородных продуктов, которые удаляются с водой. Кроме того, поглотитель сероводорода не оказывает негативного воздействия на расслоение эмульсии.

Несмотря на то, что для иллюстрации изобретения были приведены типичные воплощения изобретения, предлагаемое описание не ограничивает объем защиты изобретения. Соответственно, в настоящем изобретении могут быть произведены различные модификации, адаптации и альтернативные варианты, очевидные специалисту в данной области техники, не выходящие за пределы объема защиты изобретения.

edrid.ru

Средство для удаления сероводорода и меркаптанов из газов, нефти, нефтепродуктов, пластовых вод и буровых растворов

Изобретение относится к веществам, обладающим способностью обезвреживать объекты нефтедобычи, нефтепереработки, нефтехимии от сернистых соединений, в частности к веществам, которые могут быть применены для очистки попутного нефтяного, природного или техногенного газа, нейтрализации биогенного сероводорода в нефтях и пластовых водах, очистки нефтепродуктов от сернистых соединений, и могут найти применение в нефтегазодобывающей, нефтехимической и др. отраслях промышленности.

Одной из серьезных проблем современной нефтедобывающей и перерабатывающей отраслей промышленности является зараженность нефтеносных пластов сероводородом биогенного происхождения и меркаптанами. Сероводород и меркаптаны, являясь токсичными и коррозионноактивными веществами, подчас становятся препятствием к освоению месторождений, добыче нефти и газа и их транспортировке и последующей переработке. Очистка объектов нефтедобычи и переработки от сернистых соединений осуществляется на различных этапах процессов. Как правило, очистку сырья проводят раздельно для нефти и газа различными способами с применением различных реагентов.

Очистка газов.

Известны /1. Коуль А.Л., Ризенфельд Ф.С. “Очистка газа”, М.: изд. Недра, 1966/ жидкие поглотители для очистки газов от сероводорода, состоящие из аминосоединения и воды в следующих соотношениях, мас.%:

Моноэтаноламин 15-20

Вода Остальное

При том, что описанный поглотитель обладает высокой емкостью (0,25-0,45 моль/моль МЭА) по сероводороду и достаточной глубиной очистки, ему присущи и серьезные недостатки: неселективность по отношению к другим кислым газам (углекислому, сернистому и т.п.), образование трудноудаляемых побочных продуктов взаимодействия с сероводородом.

В меньшей степени указанные недостатки присущи поглотительным растворам на основе третичных аминосоединений, поскольку третаминам несвойственны реакции химического взаимодействия с сероводородом.

Однако селективность по сероводороду не достигается и в этом случае, т.к. комплексообразующие свойства третаминов близки в отношении сероводорода, углекислого и сернистого газов.

Известен поглотительный раствор на основе третичного амина - метилдиэтаноламина (далее МДЭА) /2. Хабибуллин P.P., Рогозин В.И., Вышеславцев Ю.Ф. Современные методы очистки газов от кислых компонентов, М., 1988. Обзорная информация./, содержащий, мас.%:

МДЭА 30

Вода Остальное

Процесс проводится путем барботирования очищаемого газа через поглотительный раствор. Содержание сероводорода понижалось с 30 до 5 мг/м3, содержание углекислого газа также уменьшалось с 30 до 5 мг/м3.

Достоинство описанного поглотительного состава по сравнению с аналогичным на основе триэтаноламина - меньший молекулярный вес, что обуславливает повышение емкости по сорбируемым газам.

Основными недостатками описанного поглотительного раствора являются неселективность по сероводороду в силу довольно высокой основности МДЭА, низкая эффективность по отношению к меркаптанам.

Очистка пластовых вод.

Нейтрализация сероводорода в пластовой воде при текущем и капитальном ремонте скважин производится известными реагентами, в частности хлорамином Б /4. РД 39-3-938-83. Инструкция по применению способа нейтрализации сероводорода в пластовой воде, используемой для глушения скважин, 1983/.

К недостаткам хлорамина Б относятся сравнительно невысокая сероводороднейтрализующая способность (100 мг h3S на грамм реагента), коррозионная активность вследствие большого содержания хлора.

Очистка буровых растворов.

Особые требования предъявляются к нейтрализаторам сероводорода в буровых растворах, т. к. реагенты, применяемые на этих объектах, должны не только освобождать раствор от сероводорода, но и не менять при этом реологических характеристик бурового раствора.

Наиболее подходят для нейтрализации сероводорода в буровых растворах органические соединения, не влияющие на вязкостные и структурно-механические свойства растворов. Известен реагент Т-66 /5. ТУ 38-10-3243-74, “Спутник буровика” К.И. Ганесян, М.: Недра, 1990 г./, используемый в качестве нейтрализатора сероводорода в буровых растворах. По технической сущности Т-66 наиболее близок к заявляемому. Основными компонентами реагента Т-66 являются производные диоксана, связывающие сероводород в химическое соединение. Количество связанного h3S колеблется от 25 до 100 мг на 1 г реагента в зависимости от температуры и рН среды.

Недостатками указанного реагента являются неэффективность в отношении меркаптанов, невысокая емкость по сероводороду, снижение поглотительной способности в присутствии дисперсной фазы на 43% /6. Русаев А.А., Суркова К.И. Сравнительная оценка эффективности поглотителей сероводорода в глинистых буровых растворах. Сб. трудов 5 республиканской конференции по физикохимии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов, Киев, Наукова думка, 1981, ч.1, стр. 168-169/.

Очистка нефти.

Нейтрализация сероводорода в нефти производится одновременно с нейтрализацией пластовых вод при нефтедобыче либо впоследствии, предваряя процессы нефтепереработки, описанными выше реагентами. Наиболее близок к заявляемому средству реагент Т-66. Достоинство известного реагента в том, что реагент органической природы лучше проникает в нефть за счет растворения. Недостатки реагента Т-66 - низкая сероводороднейтрализующая способность, неэффективность поглощения меркаптанов.

Очистка нефтепродуктов.

Известны способы очистки широкого спектра нефтепродуктов от сернистых соединений методами гидроочистки или каталитического окисления /5. Шарипов А.Х., Кабилов А.А., Нигматуллин В.Р. Очистка топлив и сжиженных газов от меркаптанов и сульфидов, Уфа, 1999/. Указанными методами удается снизить содержание сернистых соединений до сотен рpm. Такие значения не удовлетворяют возросшим современным требованиям к топливам.

Указанные недостатки известных процессов очистки газов и жидкостей от сернистых соединений устраняются применением в качестве средства для удаления сероводорода и меркаптанов водного раствора 1-гидрокси-2-(1,3-оксазетидин-3-ил)этана, далее ГОАДЭ, общей формулы C4H9NO2 .

Получают ГОАДЭ взаимодействием формальдегида и моноэтаноламина при температуре 0-40°С в течение 20-24 часов в присутствии катализатора щелочной природы. Полученный водный раствор ГОАДЭ используют без дальнейшей обработки.

Процесс очистки газов от сероводорода и меркаптанов проводится путем барботирования очищаемого газа через 70%-ный водный раствор ГОАДЭ при температурах 0-100°С, атмосферном или повышенном давлении, скорости подачи газа 10-200 ч-1. В результате процесса очистки газов достигается снижение концентрации сероводорода до 1-2 мг/м 3, снижение концентрации меркаптанов до концентраций не выше 2 мг/м3, при этом снижение концентрации углекислого газа не наблюдается.

Преимущество заявляемого средства для удаления сероводорода и меркаптанов из газов - в селективности по отношению к сероводороду и меркаптанам, что позволяет извлекать только указанные соединения и тем самым снизить расход реагента-поглотителя.

Эффективность заявляемого средства иллюстрируется примерами 1,2. При нейтрализации пластовых вод и расконсервации скважин применение ГОАДЭ позволяет снизить расход средства для удаления сернистых соединений за счет более высокой сероводороднейтрализующей способности ГОАДЭ (150 мг Н2S на 1 г средства) и хорошей совместимости водного раствора ГОАДЭ с пластовыми водами. К достоинствам заявляемого средства относится также то, что ГОАДЭ не проявляет коррозионного действия.

Применение заявляемого средства ГОАДЭ для нейтрализации сероводорода и меркаптанов в буровых растворах позволяет удалять сернистые соединения с большей эффективностью, чем у известных средств, за счет более высокой сероводороднейтрализующей способности и высокой способности поглощения меркаптанов. Достоинствами ГОАДЭ являются также хорошая совместимость с любыми составами буровых растворов, независимость его действия от температуры и кислотности среды, а также антикорродирующее действие. Применение ГОАДЭ не меняет реологических свойств буровых растворов.

Процесс удаления сероводорода и меркаптанов из нефти с помощью ГОАДЭ проводится путем обработки нефти водным раствором ГОАДЭ при температурах 0-100°С, атмосферном или избыточном давлении. Применение заявляемого средства для нейтрализации нефти от сернистых соединений позволяет достичь снижения концентраций сероводорода и меркаптанов до единичных значений ррm, причем эффективность процесса не зависит от рН среды, температуры, наличия механических примесей. Более высокая эффективность ГОАДЭ по сравнению с известными средствами очистки нефти от сернистых соединений обусловлена химической природой ГОАДЭ, его способностью связывать сернистые соединения с высокой емкостью - до 150 мг/м3, хорошей совместимостью с нефтью.

Эффективность применения заявляемого средства для удаления сероводорода и меркаптанов из нефти иллюстрируется примерами 3-4.

Применение заявляемого средства ГОАДЭ для очистки нефтепродуктов от сернистых соединений позволяет достичь необходимых показателей качества топлив для всех категорий нефтепродуктов. Процесс удаления сероводорода и меркаптанов из нефтепродуктов проводится путем обработки сырья водным раствором ГОАДЭ при атмосферном или повышенном давлении, температурах 0-100°С. В результате применения ГОАДЭ возможно снизить содержание сероводорода до сотых долей ррm, содержание метил- и этилмеркаптана до единиц ррm.

Эффективность применения заявляемого средства для очистки различных категорий нефтепродуктов иллюстрируется примерами 6-8.

Изобретение иллюстрируется примерами.

Пример 1. Удаление сероводорода из углеводородного газа.

В цилиндр, содержащий 100 мл поглотительного раствора состава:

1-Гидрокси-2-(1,3-оксазетидин-3-ил)этан 70%

Вода Остальное

пропускали газ, содержащий

Углеводороды 90%

Сероводород 5%

Углекислый газ 5 об.%

На выходе из цилиндра контролировали состав газа. Содержание углеводородов и углекислого газа определяли хроматографически, как и в исходном газе. Содержание сероводорода в очищенном газе определяли с помощью газоанализатора “РИКЭН КЭЙКИ” с точностью до 0,5 мг/м3. Объем пропущенного газа 134,7 л, содержание сероводорода в данном объеме 6,74 л (10,225 г).

Состав газа на выходе после очистки:

Углеводороды 94,74%

Углекислый, газ 5,26%

Сероводород 1,5 мг/м3

Пример 2. Удаление сернистых соединений из природного газа.

Выполняется аналогично примеру 1. Результаты приведены в таблице.

Пример 3. Удаление сероводорода из нефти.

В колбу, снабженную мешалкой, помещали 100 г нефти, содержащей 0,18 г сероводорода и при интенсивном перемешивании вносили 1,7 г 70%-ного водного раствора ГОАДЭ (1,2 г основного вещества), перемешивали в течение 5 минут, после чего анализировали обработанную нефть на содержание сероводорода. Анализ показал отсутствие сероводорода.

Пример 4. Удаление сернистых соединений из нефти.

Выполняется аналогично примеру 3. Результаты приведены в таблице.

Пример 5. Нейтрализация сероводорода в пластовой воде.

Пробу пластовой воды объемом 100 мл с установленным содержанием сероводорода 0,2 г обрабатывали в колбе 1,9 мл 70%-ного водного раствора ГОАДЭ в течение 5 минут, после чего анализировали воду на содержание сероводорода. Анализ показал отсутствие сероводорода в пробе.

Примеры 6, 7, 8. Удаление сернистых соединений из нефтепродуктов.

Пробу нефтепродукта встряхивали в делительной воронке с заданным количеством водного раствора ГОАДЭ в течение 10-30 минут. Пробу выдерживали до расслоения фаз. В слое нефтепродуктов определяли содержание сероводорода и меркаптанов. Результаты приведены в таблице.

Таким образом, заявляемое средство ГОАДЭ способно эффективно нейтрализовать сероводород и меркаптаны как в газах, так и в пластовых водах, буровых растворах, нефти и нефтепродуктах, т.е. ГОАДЭ обладает широким спектром действия, иными словами, ГОАДЭ является универсальным средством для очистки объектов нефтегазодобычи и переработки, пригодным для применения на различных объектах нефтегазодобычи и переработки.

Условия проведения экспериментов: атмосферное давление, комнатная температура, время обработки 0,5 -2 часа, 70%-ный водный раствор ГОАДЭ.

bankpatentov.ru

Нефтесинтез | Удаление сероводорода из воды

Катализатор окисления h3S (бактерицид сульфавосстанавливающих бактерий пластовой воды THIONOL S W101)

Высокое содержание механических примесей (сульфида железа) вызывает различные проблемы на скважине, включая выход из строя из-за отложений сульфидов в НКТ и насосе. Традиционно на месторождениях используют методы удаления отложений сульфидов железа соляной кислотой и различными хелатирующими агентами, однако зачастую они не могут обеспечить ожидаемого продолжительного эффекта, так как ввиду хорошей смачиваемости нефтью, частицы сульфида железа скапливались на границе раздела фаз «нефть-вода», что приводит к сбоям в работе сепаратора ППН и негативно сказывается на качестве воды после сепаратора.

Как правило, вода добавляемая к пластовой воде, содержит много железа и при смешении образуется характерная черная взвесь сульфида железа. При длительной закачке такой смеси в призабойную зону нефтеотдача пласта преждевременно падает из-за накоплений сульфида железа в капиллярах и порах продуктовой зоны.

Одним из решений является связывание железа в воде, при этом самый эффективный комплексон применяют в соотношении 15:1, что делает процедуру чрезмерно дорогостоящей.

Альтернативой является полное удаление сероводорода из воды. При этом используют поглотители, формальдегид, который применяют в соотношении 10:1, акролеин, который применяют в соотношении от 4:1. Однако, акролеин чрезмерно дорог (порядка 15000 $ за тонну), и эти поглотители являются высокотоксичными и дорогими (особые требования к перевозке и хранению). Класс опасности 1. Образуют малорастворимые в воде продукты реакции. Продукты реакции неустойчивы, выделяют сероводород при нагревании свыше 80 С. Низкая скорость реакции, высокая дозировка.

Проблемы увеличения нефтеотдачи, увеличения безаварийных периодов работы оборудования, снижение расходов на деэмульгаторы и ингибиторы коррозии, все это достигается с использованием катализатора окисления сероводорода – бактерицида сульфавосстанавливающих бактерий THIONOL S W101.

THIONOL S W101 эффективно удаляет из пластовой воды сероводород и тем самым:

  • устраняет первопричину образования сульфидов;
  • устраняет причину закупорки капилляр и пор добывающих и нагнетательных скважин;
  • уменьшает образование сульфидной пленки на границе «нефть-вода» и соответственно снижает расходы на деэмульгаторы.

Расход THIONOL S W101 очень низок и составляет 1 катализатор/1 h3S. THIONOL S W101 не содержит металлов, может использоваться при любых рН воды. Растворим в воде и в нефти. Продукты реакции водорастворимые сульфаты. Не вызывает коррозии. Не требует особых условий хранения и безопасности. Класс опасности 3.

neftesintez.net

Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано в нефтепереработке для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов. Изобретение касается способа удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве, включающего ректификацию нефтяного сырья в основной ректификационной колонне, при этом кубовый продукт основной ректификационной колонны охлаждают и подают на десорбцию в отпарную колонну, при этом охлаждение осуществляют до температуры, не превышающей температуру термостабильности высококипящих сероорганических соединений, за счет чего прекращают образование вторичного сероводорода, а десорбцию сероводорода ведут при температуре не более 260°С, поддерживая давление в отпарной колонне на уровне 0,026-4,0 ата с подачей десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% от сырья этой колонны. Технический результат - максимальное удаление сероводорода из высококипящих нефтяных остатков (до остаточного содержания не более 2 ррm) с исключением возможности его повторного образования. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано в нефтепереработке для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов (ВН).

Из уровня техники известны различные технологические процессы удаления сероводорода из нефти методами адсорбции твердым веществом и абсорбции жидкостью (см. A.M.Лобков «Сбор и обработка нефти и газа на промысле». М.: Недра, 1968 г., с.90-91; 103-120).

Недостатком этих способов является высокие производственные издержки и низкое качество получаемых нефтепродуктов.

Известен способ удаления кислых газообразных продуктов из жидких сред, заключающийся в газовой десорбции (отдувкой кислых газов, содержащихся в жидкости) десорбирующим агентом - бессероводородным газом (см. Городнов В.П., Каспарьянц К.С., Петров А.А. «Очистка нефти от сероводорода». Нефтепромысловое дело, 1972, №7, с.32-34). При применении этого метода для удаления сероводорода из нефти последнюю подогревают и подают в верхнюю рабочую секцию колонны десорбера, а отдувочный бессероводородный газ подают в его нижнюю секцию. Удаление сероводорода из нефти происходит за счет барботирования бессероводородного газа через слой нефти. Очищенная от сероводорода нефть сходит с низа колонны, а газ с сероводородом отводится с ее верха.

Известен также способ удаления сероводорода из ВН путем ввода в них дозированного количества присадки-поглотителя сероводорода на основе триазина или формалина с метанолом (см. патенты US №7264786, 2006 г., US №7211665, 2007 г., а также Buhaug, Janne Bjorntvedt, Investigation of the Chemistry of Liquid h3S Scavengers. Doctoral thesis, 2002, p.7). При этом достигается требуемое остаточное содержание сероводорода в нефтепродукте. Сера из молекул сероводорода переходит в состав молекулы поглотителя, который растворен в нефтепродукте. Однако при дальнейшем нагреве или сжигании нефтепродукта атомы серы соединяются с водородом или кислородом, снова образуя сероводород или окислы серы.

Недостатками этого способа являются высокая стоимость присадки-поглотителя, ее большой расход, отрицательное воздействие на обслуживающий персонал и сохранение соединений серы в составе нефтепродукта.

Следует отметить, что практически при всех известных способах получения ВН требуется разделение нефтяной или нефтепродуктовой смеси на фракции в сложной ректификационной колонне, кубовым продуктом которой является соответствующий тяжелый нефтяной продукт, например в основной атмосферной колонне на установках АВТ или колонне разделения нефтепродуктовой смеси на фракции после процесса висбрекинга и т.д.

По технической сущности наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является способ очистки нефти от сероводорода, включающий подачу очищаемой нефти в отпарную колонну, нагрев нефти в кубе отпарной колонны посредством выносного нагревателя-рибойлера и отпаривание ее парами углеводородов при температуре 110-150°С. Для предотвращения термического разложения сероорганических соединений в нефти и образования за счет этого вторичных соединений серы процесс отпарки проводят в мягком режиме при относительно невысоких температурах 110-150°С (в зависимости от порога термостабильности сероорганических соединений нефти). Этим способом из нефти удаляют основное количество сероводорода - до 90-98%. Выделившийся при отпарке сероводород вместе с легкими углеводородами отводят с верха отпарной колонны в систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов (или в факельную систему). Очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба отпарной колонны и/или из нагревателя-рибойлера отводят через теплообменник-холодильник и подают в куб реактора окисления для дальнейшего удаления сероводорода. Этот способ применяется только на нефтепромыслах при подготовке нефти на стадиях ее сепарации и стабилизации, где сероводород удаляется вместе с попутными газами С1-С4 и, как правило, сжигается (см. RU №2309002, М. кл. B01D 19/00, 2005 г.).

Недостатком этого аналога является потеря части ценных компонентов нефтяного сырья и неполная очистка от сероводорода, поскольку этот способ направлен на обеспечение требований ГОСТ Р 51858, 2002 г., в соответствии с которым содержание сероводорода в нефти допускается в пределах 20-100 ppm.

Кроме этого, посредством указанного аналога не может быть обеспечено требуемое удаление вторичного сероводорода (до 1-2 ррm) при переработке тяжелых нефтепродуктов (ТН), например мазута и гудрона - высококипящих остатков нефтепереработки, поскольку в них сконцентрированы высококипящие гетероорганические серосодержащие соединения (тиоалканы, тиофены, моноциклические сульфиды, полициклические сернистые соединения с температурой термостабильности, составляющей 250-260°С), см. "Справочник нефтепереработчика" под ред. Г.А.Ластовкина, Л., Химия, 1986 г, стр.24 (1).

В процессе переработки ТН с температурой начала кипения 350°С и выше указанные серосодержащие соединения разлагаются с образованием вторичного сероводорода, который присутствует в полученных нефтепродуктах. В ТН, например топочном мазуте, присутствуют такие высококипящие компоненты, как прямогонные мазут, гудрон и крекинг-остаток висбрекинга, причем содержание сероводорода в прямогонных мазуте и гудроне составляет 30-50 ppm, а в крекинг-остатке - до 240 ppm.

Задачей, на решение которой направлено предложенное изобретение, является достижение современных требований к качеству мазута топочного - максимальное удаление сероводорода из высококипящих нефтяных остатков (до остаточного содержания не более 2 ppm) с исключением возможности его повторного образования.

Решение указанной задачи обеспечено тем, что применяется способ удаления вторичного сероводорода из тяжелых нефтепродуктов, например мазута, включающий ректификацию нефтяного сырья в основной ректификационной колонне, согласно предложенному изобретению кубовый продукт основной ректификационной колонны охлаждают и подают на десорбцию вторичного сероводорода в отпарную колонну, при этом упомянутый кубовый продукт охлаждают до температуры, не превышающей температуру предела термостабильности сероорганических соединений в его компонентах, за счет чего прекращают образование вторичного сероводорода, а десорбцию сероводорода ведут при этой же температуре, поддерживая давление в отпарной колонне на уровне 0,026-4,0 ата с подачей десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% масс. от сырья этой колонны. Целесообразно, чтобы десорбция сероводорода в отпарной колонне велась при температуре не более 260°С с преимущественным использованием в качестве десорбирующего агента перегретого водяного пара. Также целесообразно, чтобы конденсат углеводородов, получаемый из верхнего продукта отпарной колонны, подавался в виде рецикла в основную ректификационную колонну с утилизацией неконденсируемых газов и сероводорода, например сжиганием в печи для подогрева нефтяного сырья.

Таким образом, предложенным способом решается актуальная проблема удаления сероводорода из тяжелых остатков переработки нефти. При этом не требуется сложного технологического оборудования и дорогих реагентов, а также значительно снижается энергопотребление и выбросы соединений серы в атмосферу. Актуальность решаемой проблемы обусловлена тем, что в соответствии с современными требованиями резко ограничено содержание сероводорода во многих нефтепродуктах. В частности, в мазуте топочном содержание h3S не должно превышать 2 ppm. В то же время количество сероводорода в высококипящих компонентах мазута находится в пределах 30-240 ppm, что обусловлено особенностью их производства (как правило, применяется процесс отпарки водяным паром в отпарных секциях ректификационных колонн). Однако вследствие того, что при ректификации высококипящего нефтяного сырья температура в кубе основной колонны достигает 360°С, при выводе кубового продукта (и его охлаждении) продолжается образование вторичного сероводорода с соответствующим повышением его концентрации в этом нефтепродукте. Следствием этого является наличие h3S в нефтепродукте на уровне 30-240 ppm, то есть значительно выше регламентируемого и обусловленного термическим разложением серосодержащих соединений в перерабатываемом нефтепродукте (см., например, (1).

В предложенном способе учтено, что процесс термического разложения углеводородов, в том числе серосодержащих, практически прекращается при температуре 260°С. В соответствие с этим при удалении сероводорода из высококипящих нефтепродуктов нефтепродукт, поступающий на десорбцию сероводорода по трубопроводу из основной колонны, охлаждается в теплообменнике до температуры не выше 260°С и вводится в зону питания отпарной колонны. Эта колонна может быть оборудована 20-30-ю мелкожалюзийными или аналогичными тарелками для обеспечения нормального протекания процесса массообмена. При подаче перегретого водяного пара вниз отпарной колонны происходит почти полное удаление сероводорода из товарного нефтепродукта до его содержания, составляющего 1-2 ppm, т.е. ниже регламентируемого значения. Для обеспечения эффективного массообмена и подвижности высоковязкого нефтепродукта на ректификационных тарелках его температура должна быть, с одной стороны, достаточно высокой, а с другой, не превышать температуры предела термостабильности сероорганических соединений, содержащихся в тяжелых нефтепродуктах. Вследствие того, что эффективность десорбции (отпарки) сероводорода зависит как от общего давления в колонне, так и от парциального давления сероводорода, целесообразно, чтобы процесс отпарки h3S осуществлялся под давлением на верху отпарной колонны в пределах 0,026-4,0 ата при подаче десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% от сырья колонны.

Изобретение иллюстрируется одной из возможных принципиальных технологических схем для его реализации.

Как показано на схеме, нефтяное сырье (гудрон) подается через теплообменник 1 и печь 2 в основную ректификационную колонну 3. Кубовый продукт этой колонны (тяжелые нефтяные остатки) отводится по трубопроводу 4, охлаждается до требуемой температуры посредством теплообменника 5 и через фильтр 6 (для улавливания частиц кокса) подается в зону питания отпарной колонны 7. Целесообразно, чтобы фильтр 6 имел узел удаления уловленного кокса. Колонна 7 оснащена 20-30-ю мелкожалюзийными или аналогичными тарелками 8. Верх отпарной колонны 7 подключен через холодильник 8а к сепаратору 9. Низ колонны 7 подключен к линии 10 отвода очищенного мазута, а нижняя часть этой колонны подключена к линии 12 подачи десорбирующего агента (перегретого пара). Линия 10 снабжена теплообменником 11 и холодильником 8б. Линия 12 выполнена в виде паропровода для подачи в низ колонны 7 десорбирующего агента (перегретого пара). Верх сепаратора 9 соединен газопроводом 13 с заводской системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой (на схеме газопровод 13 подключен к горелке печи 2 для нагрева перерабатываемого нефтепродукта). Низ сепаратора 9 подключен к линии 14 отвода воды и к линии 15 отвода конденсата. Линия 15 снабжена теплообменником 16 и подключена к средней части ректификационной колонны 3. Верх колонны 3 подключен через холодильник 8в к сепаратору 17, низ которого подключен к линиям 18 и 19 соответственно подачи орошения и отвода бензиновых фракций и к линии 21 для отвода воды, а верх подключен к линии 22 для отвода газа.

В процессе переработки тяжелые нефтепродукты, например гудрон, подвергаются термическому крекингу в печи и подаются в колонну 3, кубовым продуктом которой является сероводородсодержащий мазут (крекинг-остаток). При отводе кубового продукта (мазута) из колонны 3 производится его охлаждение в теплообменнике 5 до требуемой температуры - ниже температуры прекращения образования в нем вторичного сероводорода. Охлажденный мазут подается в зону питания отпарной колонны 7, в которой осуществляется многоступенчатое противоточное контактирование сероводородсодержащего мазута с перегретым паром и происходит десорбционное удаление из мазута основного количества (до 99%) содержащегося в нем сероводорода. В процессе переработки мазута в колонне 7 в ней поддерживается необходимая температура для обеспечения подвижности высоковязкого нефтепродукта (мазута), при этом давление на верху отпарной колонны составляет 0,026-4,0 ата. В указанном интервале давлений процесс десорбции сероводорода протекает наиболее эффективно; при большем или меньшем значениях этого давления резко снижается эффективность десорбции или увеличивается энергопотребление. Целесообразно, чтобы в качестве десорбирующего агента использовался перегретый пар, который подается в количестве 0,8-1,5% от сырья колонны. При меньшем или большем количестве подаваемого пара происходит или неполная десорбция сероводорода, или образуется чрезмерное количество кислого водяного конденсата, что мало влияет на качество продукции, но повышает энергозатраты.

В качестве десорбирующего агента может также использоваться углеводородный газ (любая смесь из углеводородов С1-С4 (метан, этан, пропан, бутан) или инертный (при данных технологических условиях) газ, например азот, углекислый газ и т.д. Однако использование перегретого водяного пара значительно упрощает и удешевляет аппаратурное оформление процесса десорбции. Вследствие того, что процесс десорбции сероводорода ведется с регулированием температуры перерабатываемого мазута, которая не должна превышать температуру предела термостабильности сероорганических соединений, входящих в его состав, в перерабатываемом мазуте не образуется новых соединений серы, при этом содержание сероводорода в обработанном мазуте резко снижается (на 98-99%) и не превышает 2 ppm, что соответствует установленным требованиям.

Предложенный способ опробован на Рязанском НПЗ. Результаты приведены в таблице 1.

Из таблицы видно, что предложенный способ удаления вторичного сероводорода из тяжелых нефтепродуктов обеспечивает резкое снижение содержания в них сероводорода и позволяет получить нефтепродукты с содержанием сероводорода, не превышающим нормы, установленные регламентом.

Использование предложенного изобретения позволит значительно снизить издержки производства тяжелых нефтепродуктов. Кроме того, обеспечивается снижение вредных выбросов с соответствующим улучшением экологической обстановки. Однако основным техническим результатом, достигаемым при использовании заявленного изобретения, является повышение качества тяжелых товарных топливных фракций (топливного мазута).

1. Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве, включающий ректификацию нефтяного сырья в основной ректификационной колонне, отличающийся тем, что кубовый продукт основной ректификационной колонны охлаждают и подают на десорбцию в отпарную колонну, при этом охлаждение осуществляют до температуры, не превышающей температуру термостабильности высококипящих сероорганических соединений, за счет чего прекращают образование вторичного сероводорода, а десорбцию сероводорода ведут при температуре не более 260°С, поддерживая давление в отпарной колонне на уровне 0,026-4,0 ата с подачей десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% от сырья этой колонны.

2. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что в качестве десорбирующего агента используют перегретый водяной пар.

3. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что в качестве десорбирующего агента используют углеводородный или инертный газы.

4. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что верхним продуктом отпарной колонны отводят парогазовую смесь, которую конденсируют с получением конденсатов воды и углеводородов, последний из которых подают в виде рецикла в основную ректификационную колонну, а несконденсированные газы направляют на утилизацию, например на сжигание в печи для подогрева нефтяного сырья.

www.findpatent.ru

установка для удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов из продукции нефтяных скважин - патент РФ 2351633

Изобретение относится к подготовке продукции нефтяных и газоконденсатных месторождений и может быть использовано преимущественно для удаления сероводорода и меркаптанов, содержащихся в нефти, газовом конденсате и нефтепродуктах с их последующей нейтрализацией. Изобретение касается установки для удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов из продукции нефтяных скважин, включающей соединенные успокоительный коллектор, депульсатор, сепараторы, обогреваемый гидроциклон, конденсатор-холодильник, бензосепаратор с массообменной объемной насадкой, насосы откачки, соединенный с гидрозатвором резервуар и отходящую от резервуара линию вывода нефтепродукта, а также включающей линии подачи реагента в линию между гидроциклоном и резервуаром и в бензосепаратор, буферную емкость для отвода воды. Установка дополнительно содержит линию рециркуляции, которая проходит на участке после выхода продукции из резервуара, где данную продукцию направляют рециклом в гидроциклон и линию ввода реагента, который подают на участке между узлом учета конечной продукции и рециклом продукции, выходящей из резервуара. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2351633

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в нефтедобыче и нефтепереработке для удаления сероводорода и меркаптанов, содержащихся в нефти, газовом конденсате и нефтепродуктах с их последующей нейтрализацией.

Известны технологические процессы для удаления сероводорода и меркаптанов из нефти и газа методами адсорбции твердым адсорбентом и абсорбции жидким абсорбентом (см. [1] с.90-91).

Для нейтрализации сероводорода используют различного рода установки (см. [1] с.103-120), содержащие абсорбер, емкость-каплеуловитель, конденсатор-холодильник, сепаратор, резервуар и насосы с трубопроводной обвязкой. В качестве нейтрализатора сероводорода и меркаптанов применяют щелочи (как правило, NaOH), подаваемые в щелочные емкости при температуре подготовки нефти.

Недостаток - недостаточно качественная очистка нефти от сероводорода и меркаптанов и их нейтрализация.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ, описанный в [2], заключающийся в том, что выделение сероводорода и меркаптанов осуществляют путем непосредственного нагрева продукции нефтяных скважин в гидроциклоне до температуры 60°С, а выделенные газы вместе с парогазовой смесью обрабатывают избирательным по отношению к сероводороду и меркаптанам реагентом - водным раствором 1-гидрокси-2-[1,3-оксазетидин]-3-илэтана общей формулы C 4H9O2N - при охлаждении при температуре не выше 15°С и сепарируют при давлении не менее 1,3 ати.

Установка для реализации способа, включающая успокоительный коллектор, депульсатор, сепараторы, гидроциклон, конденсатор-холодильник, бензосепаратор, насосы откачки, буферную емкость, резервуары, причем емкость очищенного продукта снабжена обогреваемым гидроциклоном с уменьшающимся углом конусности, а выход парогазовой линии из нее соединяется с бензосепаратором, снабженным массообменной объемной насадкой.

Цель изобретения - повышение эффективности очистки нефти от сероводорода и меркаптанов путем неоднократного гидроциклонирования и дополнительной нейтрализации продукции, содержащей сероводород и меркаптаны, реагентом.

Поставленная цель достигается тем, что установка дополнительно содержит линию рециркуляции, которая проходит на участке после выхода продукции из резервуара, где данную продукцию направляют рециклом в гидроциклон и линию ввода реагента, который подают на участке между узлом конечной продукции и рециклом продукции, выходящей из резервуара.

На чертеже приведена принципиальная схема предлагаемой установки.

Установка включает успокоительный коллектор 1, депульсатор 2, сепараторы 3 и 4, обогреваемый гидроциклон 5, накопительную емкость 6 (она же каплеуловитель), конденсатор-холодильник 7, бензосепаратор 8, насосы 9 и 12, резервуар 10, узел учета 11, буферную емкость 13, линию 14, соединяющую линию выхода продукта с входом гидроциклона, и линию 15 для подачи реагента в продукт.

Установка работает следующим образом.

Сероводород и меркаптаны содержащую продукцию нефтяных скважин, которая представляет из себя смесь нефти, воды и газа, направляют в успокоительный коллектор 1, в котором происходит снижение скорости движения этой продукции, и далее в депульсатор 2, где осуществляют предварительный отбор газа. Кроме того, в этом же депульсаторе осуществляют сброс воды. Нефть с остаточным газом, находящимся в свободном состоянии и распределенном в объеме жидкости, вводят в сепаратор первой ступени 3. Газ из сепаратора 3 объединяют с газовым потоком из депульсатора 2 и направляют на установку подготовки газа. В сепараторе 3 также осуществляют сброс остаточной воды в буферную емкость 13, из которой насосом 12 откачивают на кустовую насосную станцию для закачки в пласт. Перед вводом продукции скважин в сепаратор 4, как правило, вводят деэмульгатор - это может быть или ОП-7, или ОП-10, которые вводят для более эффективного отделения остаточного количества воды, в отдельных случаях вводят пресную воду с этой же целью. Промытую и подготовленную продукцию скважин направляют в процессор - гидроциклон специальной конструкции, обеспечивающий процесс гидроциклонирования продукции.

Непосредственный нагрев продукции в гидроциклоне до 60°С дает возможность удаления сероводорода и меркаптанов. Для улавливания капельной жидкости парогазовую смесь направляют в емкость-накопитель 6 и далее в конденсатор-холодильник 7. Стабильную продукцию скважин после удаления из нее некоторой части сероводорода и меркаптанов в результате гидроциклонирования откачивают насосом 9 и далее в резервуар 10 и узел учета, представляющий из себя установку, служащую для замера нефти, оборудованную счетчиками-расходомерами. В конденсаторе-холодильнике 7 тяжелые фракции легких углеводородов выделяются в виде конденсата и поступают вместе с другими газами в бензосепаратор 8, в котором происходит за счет гравитационных сил процесс отделения сероводорода и меркаптанов с сухими газами от жидкости и накопление сконденсировавшихся легких углеводородов в нижней части бензосепаратора 8. Как правило, после проведения процесса нейтрализации сероводорода и меркаптанов в продукции скважин остается некоторое их количество. Поэтому с целью практически полного удаления сероводорода и меркаптанов продукцию направляют на повторную рециркуляцию по линии 14 в гидроциклон 5, а до узла 11 по линии 15 вводят реагент.

Использование предлагаемого изобретения позволило практически полностью удалять сероводород и меркаптаны из продукции скважин.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Установка для удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов из продукции нефтяных скважин, включающая соединенные успокоительный коллектор, депульсатор, сепараторы, обогреваемый гидроциклон, конденсатор-холодильник, бензосепаратор с массообменной объемной насадкой, насосы откачки, соединенный с гидрозатвором резервуар и отходящую от резервуара линию вывода нефтепродукта, а также включающая линии подачи реагента в линию между гидроциклоном и резервуаром и в бензосепаратор, буферную емкость для отвода воды, отличающаяся тем, что установка дополнительно содержит линию рециркуляции, которая проходит на участке после выхода продукции из резервуара, где данную продукцию направляют рециклом в гидроциклон и линию ввода реагента, который подают на участке между узлом учета конечной продукции и рециклом продукции, выходящей из резервуара.

www.freepatent.ru