RU56207U1 - INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) - Google Patents
INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) Download PDFInfo
- Publication number
- RU56207U1 RU56207U1 RU2006115694/22U RU2006115694U RU56207U1 RU 56207 U1 RU56207 U1 RU 56207U1 RU 2006115694/22 U RU2006115694/22 U RU 2006115694/22U RU 2006115694 U RU2006115694 U RU 2006115694U RU 56207 U1 RU56207 U1 RU 56207U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- hydrogen sulfide
- installation
- separator
- Prior art date
Links
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 89
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 87
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 67
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 50
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 49
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 20
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 12
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 238000003795 desorption Methods 0.000 abstract description 11
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 10
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 161
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 6
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical class CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 5
- -1 methyl- Chemical group 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 3
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 235000011180 diphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 229910021432 inorganic complex Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N cobalt phthalocyanine Chemical compound [Co+2].C12=CC=CC=C2C(N=C2[N-]C(C3=CC=CC=C32)=N2)=NC1=NC([C]1C=CC=CC1=1)=NC=1N=C1[C]3C=CC=CC3=C2[N-]1 MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N phthalocyanine Chemical compound N1C(N=C2C3=CC=CC=C3C(N=C3C4=CC=CC=C4C(=N4)N3)=N2)=C(C=CC=C2)C2=C1N=C1C2=CC=CC=C2C4=N1 IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 231100000167 toxic agent Toxicity 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к установкам очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858. Установка (Фиг.1) содержит колонну отдувки газом (десорбер), оборудованную трубопроводами ввода сернистой нефти и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, отвода сероводородсодержащего газа и частично очищенной нефти, емкость-сепаратор частично очищенной нефти, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления и блок окислительной доочистки нефти, включающий центробежный насос, смеситель сжатого воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор реакционной смеси, оборудованный трубопроводами отвода отработанного воздуха, отделенного раствора катализатора и очищенной нефти. Подготовленная на УПН сернистая нефть поступает в колонну отдувки, где за счет многоступенчатого противоточного контактирования с газом при 25-65°С и 0,12-0,6 МПа происходит десорбционное удаление основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода при небольших удельных расходах отдувочного газа (3-10 нм3/т нефти), а затем - в емкость-сепаратор, где за счет снижения давления до ~ 0,105 МПа происходит отделение легких углеводородов. Частично очищенную нефть с введенным раствором катализатора центробежным насосом подают в реактор окисления, перед входом в который в поток нефти вводят расчетное количество сжатого воздуха. В реакторе происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов за счет каталитического их окисления растворенным воздухом. Другой вариант установки (Фиг.2) содержит емкость-сепаратор, насосно-эжекторную установку (НЭУ), жидкостно-газовый эжектор которой своим всасывающим патрубком соединен трубопроводом с верхней частью емкости-сепаратора, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора и блок окислительной доочистки нефти. В этом варианте десорбционное удаление из нефти основного количества содержащегося сероводорода происходит в емкости-сепараторе за счет создания в ней умеренного вакуума с помощью НЭУ. Установка обеспечивает повышение качества получаемой товарной нефти и снижение затрат при ее эксплуатации.The utility model relates to installations for the purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans to the standards GOST R 51858. The installation (Fig. 1) contains a gas stripping column (stripper) equipped with pipelines for introducing sulfur dioxide and low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas, removal of hydrogen sulfide-containing gas and partially purified oil, a separator tank for partially refined oil, a unit for the preparation, storage and dosage of a water-alkaline solution of an oxidation catalyst and an oxidative oil refining unit, including centrifugal oil pump, compressed air mixer with oil, an oxidation reactor and a container-separator of the reaction mixture, equipped with piping for exhaust air, separated catalyst solution and refined oil. Sulfur oil prepared for UPN enters the blow-off column, where due to multi-stage countercurrent contacting with gas at 25-65 ° С and 0.12-0.6 MPa, the main amount (up to 80-95%) of hydrogen sulfide contained is desorbed at small specific costs of stripping gas (3-10 nm 3 / t of oil), and then to the separator tank, where light hydrocarbons are separated by reducing pressure to ~ 0.105 MPa. Partially refined oil with an injected catalyst solution by a centrifugal pump is fed to an oxidation reactor, before entering into which an estimated amount of compressed air is introduced into the oil stream. In the reactor, oil is refined from residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans due to their catalytic oxidation with dissolved air. Another installation option (Figure 2) contains a separator tank, a pump-ejector installation (NEC), the liquid-gas ejector of which is connected by a suction pipe to the upper part of the separator tank, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous alkaline catalyst solution and oxidative oil refining unit. In this embodiment, the desorption removal of the main amount of hydrogen sulfide from oil occurs in the separator tank due to the creation of a moderate vacuum in it with the help of NEC. The installation provides an increase in the quality of the produced marketable oil and lower costs during its operation.
Description
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки сероводородсодержащих нефтей, и может быть использована для промысловой очистки сернистых нефтей от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).The utility model relates to the oil and gas industry, in particular to installations for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, and can be used for commercial purification of sulfur oils from hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans to the level of modern requirements (GOST R 51858-2002).
Известна установка очистки товарной (дегазированной, обезвоженной и обессоленной) нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод товарной нефти, буферную емкость, блок нейтрализации сероводорода, содержащий узел приготовления и хранения химреагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, гаситель пульсаций давления, установленный на выкидном трубопроводе насоса-дозатора и сужающий элемент, установленный после гасителя пульсаций давления, центробежный насос нефти, установленный после буферной емкости и узел транспортировки очищенной товарной нефти (RU 45293, B 01 D 19/00, 2005 г., Бюл. №13).A known installation for the purification of commercial (degassed, dehydrated and desalted) oil from hydrogen sulfide, including a supply pipeline of marketable oil, a buffer tank, a block of neutralization of hydrogen sulfide containing a unit for preparing and storing a chemical reagent-neutralizer, a piston metering pump, a pressure pulsation damper installed on a discharge pipeline dosing pump and constriction element installed after the pressure pulsation damper, oil centrifugal pump installed after the buffer tank and transport unit refined crude oil (RU 45293, B 01 D 19/00, 2005, Bull. No. 13).
Недостатком указанной установки является то, что она требует значительных материальных расходов и эксплуатационных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за высокого расхода дорогостоящего химреагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (~ 0,9 т/ч или ~ 8 тыс.т/год), а также приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода химреагентом, увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и введения воды в составе применяемого химреагента-нейтрализатора). Кроме того, она не обеспечивает очистку сероводород- и меркаптансодержащей нефти одновременно от легких метил-, этилмеркаптанов до уровня норм ГОСТ Р 51858.The disadvantage of this installation is that it requires significant material costs and operating costs for the purification of sour oil due to the high consumption of an expensive chemical reagent to neutralize the contained hydrogen sulfide (~ 0.9 t / h or ~ 8 thousand tons / year), and leads to contamination of refined crude oil with undesirable products of neutralization of hydrogen sulfide with a chemical reagent, an increase in its water content (due to the formation of reaction water and the introduction of water as part of the used chemical reagent-neutralizer). In addition, it does not provide the purification of hydrogen sulfide and mercaptan-containing oil at the same time from light methyl, ethyl mercaptans to the level of norms GOST R 51858.
Наиболее близкой к предлагаемой является установка окислительной очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая Closest to the proposed is the installation of oxidative purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans, including
подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую (буферную) емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора фталоцианинового катализатора окисления, содержащий емкость раствора щелочи, емкость водно-щелочного раствора катализатора, снабженную барботирующим устройством для продувки раствора катализатора инертным газом (азотом), насосы-дозаторы для подачи растворов щелочи и катализатора в поток сернистой нефти, и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, устройство для подачи воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, подогреватель нефти, реактор окисления колонного типа, емкость-отстойник для сбора реакционной смеси, нижняя часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси, верхняя часть которой соединена трубопроводом для отвода сепарированного отработанного воздуха на факел, а нижняя ее часть -трубопроводом для отвода отделенного водно-солевого раствора в канализацию сточных вод. При этом в качестве устройства для подачи воздуха используют воздушный компрессор или напорный инжектор, а устройство для смешения сжатого воздуха с нефтью выполнено в виде тора с отверстиями, направленными против потока нефти под углом 20-30° (RU 2120464, C 10 G 27/06, 1998 г, Бюл. №29).sulphurous oil supply pipeline, a raw (buffer) tank, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous-alkaline solution of a phthalocyanine oxidation catalyst containing an alkali solution tank, a water-alkaline catalyst solution equipped with a sparging device for purging the catalyst solution with an inert gas (nitrogen), metering pumps for supplying alkali and catalyst solutions to the sulphurous oil stream, and an oxidative oil refining unit containing a centrifugal oil pump, a device for feeding spirit, a device for mixing air with oil, an oil heater, a column type oxidation reactor, a settling tank for collecting the reaction mixture, the lower part of which is connected by a pipeline through a flow regulator to a feed tank to return part of the reaction mixture to mix with sulfur oil, and the tank a separator for separating the reaction mixture, the upper part of which is connected by a pipeline to drain the separated exhaust air to the flare, and its lower part by a pipe to drain the separated water-salt astvora in sewer wastewater. In this case, an air compressor or a pressure injector is used as an air supply device, and a device for mixing compressed air with oil is made in the form of a torus with holes directed against the oil flow at an angle of 20-30 ° (RU 2120464, C 10 G 27/06 , 1998, Bull. No. 29).
Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает снижение общей серы в очищенной товарной нефти и приводит к загрязнению ее коррозионной элементной серой, образующейся в результате каталитического окисления содержащегося сероводорода воздухом, а также к увеличению содержания воды в товарной нефти за счет образования реакционной воды и воды, вводимой с растворами щелочи и катализатора окисления. Кроме того, очистка на указанной установке нефтей с высоким содержанием сероводорода может привести также к сероотложениям в технологическом оборудовании, средствах КИПиА и трубопроводах. Очистка таких нефтей на указанной установке требует проведения процесса окисления содержащихся сероводорода и меркаптанов The disadvantage of this installation is that it does not reduce the total sulfur in the refined crude oil and leads to contamination of its corrosive elemental sulfur resulting from the catalytic oxidation of the hydrogen sulfide contained in the air, as well as to an increase in the water content of the crude oil due to the formation of reaction water and water introduced with solutions of alkali and oxidation catalyst. In addition, the cleaning of oils with a high content of hydrogen sulfide at this installation can also lead to sulfur deposition in technological equipment, instrumentation and automation, and pipelines. Refining such oils at the specified installation requires an oxidation process of the contained hydrogen sulfide and mercaptans
воздухом при высоком давлении для обеспечения растворения стехиометрически необходимого количества воздуха в очищаемой нефти. На известной установке для снижения давления проведения процесса предлагается рециркулировать реакционную смесь (до 200% от исходной нефти) из куба емкости-отстойника в сырьевую (буферную) емкость на смешение с исходной нефтью. Однако, возврат (рециркуляция) большого объема очищенной нефти (до 200%) приводит к увеличению нагрузки на сырьевой насос и необходимости использования насоса большой производительности (следовательно, к увеличению расхода электроэнергии) и необходимости применения крупногабаритных аппаратов для обеспечения необходимого по технологии времени пребывания.air at high pressure to ensure the dissolution of the stoichiometrically necessary amount of air in the oil being purified. In a known installation, in order to reduce the pressure of the process, it is proposed to recycle the reaction mixture (up to 200% of the initial oil) from the cube of the settling tank to the raw (buffer) tank for mixing with the original oil. However, the return (recirculation) of a large volume of refined oil (up to 200%) leads to an increase in the load on the feed pump and the need to use a high-capacity pump (therefore, to increase energy consumption) and the need to use large-sized devices to ensure the necessary residence time according to the technology.
Вышеуказанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой (варианты) очистки сернистой нефти от сероводорода и легких меркаптанов.The above disadvantages are largely eliminated by the proposed installation (options) described below for the purification of sulfur dioxide from hydrogen sulfide and light mercaptans.
Предлагаемая установка (вариант 1) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, буферную емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор реакционной смеси, которая в отличие от известной установки, снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, и дополнительно содержит колонну отдувки газом, установленную на входе установки (перед буферной емкостью) и предназначенную для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет отдувки малосернистым или сероочищенным углеводородным (нефтяным или природным) газом; при этом верхний боковой штуцер колонны отдувки соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, ее нижний боковой штуцер - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, куб ее соединен трубопроводом с буферной емкостью нефти, а верх - с системой сбора и утилизации нефтяных газов (газов сепарации сернистой нефти) и/или с The proposed installation (option 1) includes a sulphide oil supply pipeline, a buffer tank, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous-alkaline solution of an oxidation catalyst and an oxidative oil treatment unit containing a centrifugal oil pump, a compressed air supply pipe, a device for mixing air with oil, an oxidation reactor and a container-separator of the reaction mixture, which, in contrast to the known installation, is equipped with a supply pipe of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas, and For further comprises gas stripping column installed at the inlet unit (front buffer capacity) and intended for removal prior desorption of the main quantity of oil contained hydrogen sulfide due to low sulfur stripping or seroochischennym hydrocarbon (oil or natural) gas; while the upper side fitting of the stripping column is connected to the supply line of sulphurous oil, its lower side fitting is connected to the supply line of hydrocarbon gas, its cube is connected by a pipeline to the buffer capacity of the oil, and the top to the system for collecting and utilizing oil gases (sulfur dioxide separation gases) and / or with
факельной системой. Кроме того, верхняя часть буферной емкости нефти соединена газопроводом с системой сбора и утилизации нефтяных газов низкого давления и/или факельной системой. Нижняя (кубовая) часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора катализатора окисления (или эмульсии раствора катализатора с очищенной нефтью) на смешение с очищаемой нефтью.flare system. In addition, the upper part of the oil buffer tank is connected by a gas pipeline to the low pressure oil gas collection and recovery system and / or flare system. The lower (still) part of the reaction tank separator is connected by a pipeline to the receiving line of a centrifugal oil pump to return the separated oxidation catalyst solution (or emulsion of the catalyst solution with refined oil) to mix with the refined oil.
Отличительными признаками предлагаемой полезной модели от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие массообменного аппарата колонного типа (колонны отдувки), установленного на линии подводящего трубопровода сернистой нефти перед буферной емкостью, и подводящего трубопровода малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, соединенного к нижнему боковому штуцеру колонны отдувки, а также наличие трубопроводов, соединяющих верх колонны отдувки и буферной емкости с системой сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа, и трубопровода, соединяющего нижнюю (кубовую) часть емкости-сепаратора с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.Distinctive features of the proposed utility model from the aforementioned known installation (prototype) are the presence of a column-type mass transfer apparatus (stripping column) installed on the line of a supply line of sulphurous oil in front of the buffer tank, and a supply line of a low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas connected to the lower side fitting of the blow-off column as well as the presence of pipelines connecting the top of the stripping column and buffer tank with a low-pressure collection and disposal system petroleum gas, and the pipeline connecting the lower (still) part of the separator tank to the receiving line of the centrifugal oil pump to return the separated solution (or emulsion) of the oxidation catalyst to mix with the oil being purified.
Сущность заявляемой полезной модели заключается в том, что установка дополнительно содержит подводящий трубопровод малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и колонну отдувки нефти газом, установленную на входе установки, наличие которых позволяет осуществить многоступенчатое противоточное контактирование сероводородсодержащей нефти и углеводородного газа в колонне, в результате чего достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода при небольших удельных расходах отдувочного газа, подаваемого в нижнюю часть колонны отдувки. Затем очищенную от основного количества сероводорода нефть через емкость-сепаратор подают центробежным насосом в реактор окисления, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет The essence of the claimed utility model lies in the fact that the installation additionally contains a supply pipe of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas and a gas stripping column installed at the inlet of the installation, the presence of which allows multi-stage countercurrent contacting of hydrogen sulfide-containing oil and hydrocarbon gas in the column, which results in desorption removal of the main amount (up to 80-95%) of hydrogen sulfide from oil at low specific costs stripping gas supplied to the bottom of the stripping column. Then, the oil purified from the main amount of hydrogen sulfide is fed through a separator tank to the oxidation reactor, where the oil is refined from residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans to the norms of GOST R 51858 due to
каталитического окисления их кислородом воздуха. Это позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти за счет десорбционного удаления из нефти основного количества сероводорода в колонне отдувки, уменьшить загрязнение нефти коррозионной элементной серой, исключить возможность сероотложений в оборудовании и трубопроводах блока окислительной доочистки, снизить содержание воды в очищенной товарной нефти за счет уменьшения образования реакционной воды, а также многократно уменьшить расход воздуха на последующую окислительную доочистку нефти и, следовательно, снизить необходимое давление проведения процесса окисления и тем самым исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров и высоконапорных центробежных нефтяных насосов, толстостенных аппаратов и трубопроводов. Предварительное десорбционное удаление основного количества содержащегося сероводорода в колонне отдувки позволяет также снизить расход щелочи на последующую окислительную доочистку нефти.catalytic oxidation of them with atmospheric oxygen. This allows to slightly reduce the total sulfur content in the refined crude oil due to the desorption removal of the main amount of hydrogen sulfide in the blow-off column from the oil, reduce the pollution of oil with corrosive elemental sulfur, eliminate the possibility of sulfur deposition in the equipment and pipelines of the oxidative purification unit, and reduce the water content in the refined crude oil for by reducing the formation of reaction water, as well as repeatedly reducing the air flow for subsequent oxidative purification of oil and, consequently no, need to reduce the pressure of the oxidation process, and thereby eliminate the need for multi-stage air compressor and high-pressure centrifugal oil pump, the thick-walled vessels and pipelines. Preliminary desorption removal of the main amount of hydrogen sulfide contained in the stripping column can also reduce alkali consumption for subsequent oxidative treatment of oil.
Таким образом, основной технический результат, достигаемый при реализации заявляемой полезной модели заключается в повышении качества получаемой на установке очищенной товарной нефти, а также в снижении энергетических и материальных затрат при эксплуатации установки.Thus, the main technical result achieved by the implementation of the inventive utility model is to improve the quality obtained at the installation of refined salable oil, as well as to reduce energy and material costs during operation of the installation.
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов, десорбционная очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только отдувкой газом требует проведения процесса отдувки с большими удельными расходами отдувочного газа (более 15-20 м3/т нефти) и при повышенных температурах, а это приводит к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти из-за возрастания потерь (уноса) наиболее ценных углеводородов С4+выше, т.е. легких бензиновых фракций нефти с отходящим отдувочным газом. Кроме того, содержащиеся в нефти легкие меркаптаны трудно поддаются отдувке даже при больших удельных расходах отдувочного газа, в результате не обеспечивается одновременная очистка нефти от легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858. Проведенные It should be noted that according to the results of the experiments, the desorption purification of high-sulfur oils from hydrogen sulfide and light mercaptans to GOST R 51858 standards only by gas stripping requires a process of stripping with large specific consumption of stripping gas (more than 15-20 m 3 / t of oil) and at increased temperatures, and this leads to a noticeable decrease in the yield of refined salable oil due to an increase in losses (entrainment) of the most valuable C 4 + hydrocarbons above , i.e. light gasoline fractions of oil with exhaust flue gas. In addition, the light mercaptans contained in the oil are difficult to blow even at high specific costs of the stripping gas; as a result, the simultaneous purification of oil from light mercaptans to the standards of GOST R 51858 is not carried out.
эксперименты показывают также, что основная часть сероводорода, находящаяся в нефти в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко десорбируется и отдувается из нефти при небольших удельных расходах отдувочного газа (3-10 нм3/т нефти), при которых не происходит значительный унос ценных углеводородов С4+выше и, в результате, сохраняется высокий выход очищенной товарной нефти от потенциала и достигается снижение остаточного содержания сероводорода и легких меркаптанов до уровня норм ГОСТ Р 51858. Таким образом, при реализации и эксплуатации предлагаемой установки обеспечивается получение очищенной товарной нефти более высокого качества при сохранении ее высокого выхода от потенциала.experiments also show that the bulk of the hydrogen sulfide in the oil in the free (molecular) state is relatively easily desorbed and blown out of the oil at low specific charges of the stripping gas (3-10 nm 3 / t of oil), at which significant loss of valuable of С 4 + hydrocarbons is higher and, as a result, a high yield of purified crude oil from the potential is maintained and a decrease in the residual content of hydrogen sulfide and light mercaptans is achieved to the level of GOST R 51858. Thus, when selling Lutation of the proposed installation provides for obtaining refined marketable oil of higher quality while maintaining its high yield from potential.
На чертеже (Фиг.1) представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Установка содержит подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа 3, колонну отдувки газом 2, буферную емкость 4, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) водно-щелочного раствора катализатора 5 и насос-дозатор 6, центробежный нефтяной насос 8, подводящий трубопровод сжатого воздуха 9 (воздушный компрессор с ресивером на схеме не показаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 10, реактор окисления 11, емкость-сепаратор реакционной смеси 12 и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.The drawing (Figure 1) shows a schematic diagram of the proposed installation for the purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans. The installation comprises supply pipelines of sulphurous oil 1 and low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon gas 3, a gas stripping column 2, a buffer tank 4, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous-alkaline solution of an oxidation catalyst, including a tank (s) of an aqueous-alkaline catalyst solution 5 and a pump -doser 6, centrifugal oil pump 8, compressed air supply pipe 9 (air compressor with receiver not shown in the diagram), device for mixing air with oil 10, oxidation reactor 11, separate tank OR reaction mixture 12 and a piping system for strapping apparatus.
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленную (дегазированную, обезвоженную и обессоленную) на УПН нефть, содержащую более 300 ppm сероводорода и более 100 ppm метил-, этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в верхнюю часть колонны отдувки 2, в нижнюю часть которой по трубопроводу 3 через регулятор расхода подают расчетное количество малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа. Отдувку газом в колонне 2, например снабженной регулярной насадкой, проводят при температуре 25-65°С, давлении 0,12-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 3-10 нм3/т нефти, при которых достигается десорбционное удаление из Installation of oil refining works as follows. Prepared (degassed, dehydrated and desalted) oil on UPN containing more than 300 ppm of hydrogen sulfide and more than 100 ppm of methyl-, ethyl mercaptans is fed through line 1 to the upper part of the blow-off column 2, to the lower part of which through line 3 the calculated quantity is fed through the flow regulator low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon (oil or natural) gas. Gas stripping in column 2, for example equipped with a regular nozzle, is carried out at a temperature of 25-65 ° C, a pressure of 0.12-0.6 MPa and a specific flow rate of stripping gas of 3-10 nm 3 / t of oil, at which desorption removal from
нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха колонны 2 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляют в существующую систему сбора и утилизации сернистых нефтяных газов (или в факельную систему). Частично очищенная от сероводорода нефть из куба колонны 2 под своим давлением поступает в буферную емкость 4, где за счет снижения давления до ~ 0,105 МПа происходит выделение из нефти (сепарация) легких углеводородов C1-С3, растворенных в нефти при отдувке ее углеводородным газом, т.е. емкость 4 служит сепаратором низкого давления, позволяющим снизить давление насыщенных паров (ДНП) очищенной товарной нефти до норм ГОСТ Р 51858 (не более 66,7 кПа). Отделенный газ сепарации с верха емкости 4 направляется в систему сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа (или в факельную систему). Частично очищенную нефть из куба емкости 4 центробежным насосом 8 подают в реактор окисления 11. При этом в поток нефти перед насосом 8 из емкости 5 насосом-дозатором 6 по трубопроводу 7 непрерывно вводят через форсунки (на схеме не показаны) расчетное количество водно-щелочного раствора катализатора окисления. Потребное количество щелочного раствора катализатора рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в колонне отдувки 2. Учитывая высокую стабильность в водно-щелочной среде, доступность и сравнительно низкую стоимость, в качестве катализатора окисления преимущественно используют неорганические комплексы двухвалентной меди или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или аммиаком, которые обладают достаточно высокой каталитической активностью в реакциях окисления сероводорода и легких меркаптанов (RU 2167187 и RU 2186087), и их использование позволяет исключить необходимость снабжения емкости 5 барботером инертного газа (азота) для продувки растворов катализатора окисления, т.е. замена применяемого на известной установке малостабильного в щелочной среде и дорогостоящего фталоцианина кобальта на вышеуказанный катализатор позволяет упростить узел приготовления раствора катализатора и снизить его стоимость.oil of the main amount (up to 80-95%) of hydrogen sulfide contained. Hydrogen sulfide-containing stripping gas from the top of column 2 is sent through a pressure regulator and gas separator (not shown in the diagram) to the existing system for collecting and utilizing sulfur dioxide gas (or to the flare system). Partially purified from hydrogen sulfide, oil from the cube of column 2 under its pressure enters the buffer tank 4, where, due to a decrease in pressure to ~ 0.105 MPa, light hydrocarbons C 1 -C 3 are dissolved from the oil (separation) and dissolved in the oil by blowing it with hydrocarbon gas , i.e. capacity 4 serves as a low pressure separator, which allows to reduce the saturated vapor pressure (DNP) of the purified crude oil to the standards of GOST R 51858 (not more than 66.7 kPa). The separated gas separation from the top of the tank 4 is sent to the system of collection and disposal of low-pressure petroleum gas (or flare system). Partially refined oil from the cube of tank 4 is fed to an oxidation reactor 11 by a centrifugal pump 8. In this case, the calculated amount of an aqueous-alkaline solution is continuously introduced through nozzles (not shown in the diagram) into the oil stream in front of pump 8 from tank 5 by a metering pump 6 oxidation catalyst. The required amount of an alkaline catalyst solution is calculated taking into account the fact that the main amount of hydrogen sulfide is removed from the oil in the blow-off column 2. Given the high stability in an aqueous alkaline medium, availability and relatively low cost, inorganic complexes of divalent copper or cobalt with alkali metal pyrophosphate or ammonia, which have a sufficiently high catalytic activity in the oxidation of hydrogen sulfide and light mercap tans (RU 2167187 and RU 2186087), and their use eliminates the need to supply a tank 5 with an inert gas (nitrogen) bubbler to purge the oxidation catalyst solutions, i.e. replacing the unstable and expensive cobalt phthalocyanine used in the known installation with the above catalyst allows us to simplify the site of preparation of the catalyst solution and reduce its cost.
Эффективное смешение раствора катализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 8, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель. В поток нефти с эмульгированным в ней раствором катализатора после насоса 8 по трубопроводу 9 через смесительное устройство 10, например выполненное в виде тора с отверстиями, подают расчетное количество сжатого воздуха. Потребное количество воздуха для окисления также рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в колонне отдувки 2. В реакторе 11, например снабженном ситчатыми провальными тарелками, при температуре 25-65°С и под давлением, обеспечивающем практически полное растворение введенного воздуха в нефти, происходит каталитическое окисление остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 11 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 12, где за счет снижения давления до 0,13-0,45 МПа происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха и отстой раствора катализатора. Реакции окисления продолжаются в емкости 12, если они не завершились в реакторе 11. Отработанный воздух (азот) с верха емкости-сепаратора 12 через регулятор давления направляют в факельную систему на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов и сернистых соединений. Отделенный раствор (или эмульсию) катализатора из куба емкости 12 по трубопроводу 13 через регулятор расхода возвращают на смешение с очищаемой нефтью на прием центробежного насоса 8. Очищенная от сероводорода и метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости-сепаратора 12 под своим давлением поступает в существующий резервуар товарной нефти узла учета и транспортировки нефти (на схеме не показан).Effective mixing of the catalyst solution with the purified oil takes place in a centrifugal pump 8, i.e. It is used both as a pressure pump and as a mixer. The estimated amount of compressed air is fed into the oil stream with a catalyst solution emulsified in it after the pump 8 through a pipe 9 through a mixing device 10, for example, made in the form of a torus with holes. The required amount of air for oxidation is also calculated taking into account the fact that the main amount of hydrogen sulfide is removed from the oil in the blow-off column 2. In the reactor 11, for example, equipped with sieve pan plates, at a temperature of 25-65 ° С and under pressure, which ensures almost complete dissolution of the introduced air in oil, the catalytic oxidation of residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans with atmospheric oxygen occurs. The reaction mixture from the top of the reactor 11 through the pressure regulator enters the tank-separator 12, where by reducing the pressure to 0.13-0.45 MPa, the purified oil is separated from the exhaust air and the catalyst solution settles. Oxidation reactions continue in the tank 12, if they did not end in the reactor 11. The exhaust air (nitrogen) from the top of the separator 12 through the pressure regulator is sent to the flare system to burn the contained impurities of light hydrocarbons and sulfur compounds. The separated solution (or emulsion) of the catalyst from the cube of the tank 12 through the pipeline 13 through the flow regulator is returned to mix with the oil to be cleaned to receive a centrifugal pump 8. Purified oil from hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans to standards GOST R 51858 from the separator tank 12 under its pressure enters the existing tank of crude oil of the oil metering and transportation unit (not shown in the diagram).
Вышеописанную установку очистки нефти предлагается использовать на тех объектах добычи и подготовки сероводородсодержащих нефтей, где имеется малосернистый газ сепарации бессероводородной (девонской) нефти или природный газ, или эксплуатируется установка сероочистки газов сепарации сероводородсодержащей нефти, т.е. там, где имеется в The above-described oil refining unit is proposed to be used at those sites for the production and preparation of hydrogen sulfide-containing oils, where there is a low-sulfur gas for the separation of hydrogen-free (Devonian) oil or natural gas, or a gas desulfurization unit for the separation of hydrogen sulfide-containing oil is operated, i.e. where available in
достаточном количестве малосернистый или сероочищенный газ для подачи его в колонну отдувки.a sufficient amount of low-sulfur or sulfur-purified gas for supplying it to the stripping column.
Вышеназванный технический результат - повышение качества получаемой на установке товарной нефти, многократное уменьшение расхода воздуха и щелочи на окислительную очистку нефти и, следовательно, снижение давления проведения процесса окисления в реакторе достигается также при реализации и эксплуатации предлагаемого описываемого ниже варианта установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов.The aforementioned technical result is an increase in the quality of the commercial oil obtained at the facility, a multiple reduction in air and alkali consumption for the oxidative purification of oil and, consequently, a decrease in the pressure of the oxidation process in the reactor is also achieved during the implementation and operation of the proposed below-described variant of the installation for the purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans.
Предлагаемая установка (вариант 2) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, буферную емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления, и емкость-сепаратор реакционной смеси, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена насосно-эжекторной установкой, установленной после буферной емкости сернистой нефти и предназначенной для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет создания разрежения (вакуума) в газовом коллекторе, соединяющем буферную емкость со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора. При этом насосно-эжекторная установка (НЭУ) включает в себя жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ), емкость-сепаратор жидкостно-газовой смеси, циркуляционный насос рабочей жидкости ЖГЭ, систему трубопроводов для обвязки аппаратов НЭУ между собой и газопровод, соединяющий всасывающий газовый патрубок (вход) ЖГЭ с верхней частью буферной емкости сернистой нефти, а также газопровод, соединяющий верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой. Кроме того, нижняя (кубовая) часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного The proposed installation (option 2) includes a sulphide oil supply pipe, a buffer tank, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous-alkaline solution of an oxidation catalyst and an oxidative oil treatment unit containing a centrifugal oil pump, a compressed air supply pipe, a device for mixing air with oil, an oxidation reactor, and a container-separator of the reaction mixture, which, unlike the known installation (prototype), is equipped with a pump-ejector installation installed after the buffer tank of sulfur istoy oil and intended for removal prior desorption of the main quantity of oil contained hydrogen sulfide by creating underpressure (vacuum) in the gas manifold connecting the buffer vessel to the suction gas outlet of the liquid-gas ejector. In this case, the pump-ejector installation (NEU) includes a liquid-gas ejector (LGE), a separator tank for the liquid-gas mixture, a circulating pump of the LHE working fluid, a piping system for strapping the NEU devices together and a gas pipeline connecting the suction gas pipe ( entrance) GGE with the upper part of the buffer tank of sulphurous oil, as well as a gas pipeline connecting the top of the tank-separator of the liquid-gas mixture with a system for collecting and utilizing oil gases and / or with a flare system. In addition, the lower (still) part of the vessel-separator of the reaction mixture is connected by a pipe to the receiving pipe of a centrifugal oil
насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.a pump for returning the separated solution (or emulsion) of the oxidation catalyst to mix with the purified oil.
Отличительными признаками данного предлагаемого варианта от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие насосно-эжекторной установки, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью буферной емкости сернистой нефти и наличие газопровода, соединяющего верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, а также наличие трубопровода, соединяющего нижнюю (кубовую) часть емкости-сепаратора реакционной смеси с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.The distinguishing features of this proposed option from the above known installation (prototype) are the presence of a pump-ejector installation, the inlet of a liquid-gas ejector of which is connected by a gas pipeline to the upper part of the buffer tank of sulfur dioxide and the presence of a gas pipeline connecting the top of the tank-separator of the liquid-gas mixture with the collection system and utilization of petroleum gases and / or with a flare system, as well as the presence of a pipeline connecting the lower (still) part of the tank-separator of the reaction mixture to the receiving a centrifugal oil pump pipeline to return the separated solution (or emulsion) of the oxidation catalyst to mix with the oil being refined.
Наличие НЭУ, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью буферной емкости сернистой нефти, позволяет создать разрежение (вакуум) в газовом коллекторе (и в газовом пространстве буферной емкости, частично заполненной очищаемой нефтью), что обеспечивает десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-90%) растворенного сероводорода при неглубоком вакууме, при котором исключается значительный унос легких бензиновых фракций нефти с отсасываемым ЖГЭ сероводородсодержащим газом вакуумной сепарации сернистой нефти и не происходит заметного снижения выхода товарной нефти от потенциала. Таким образом, в данном варианте предлагаемой установки предварительное десорбционное удаление основного количества сероводорода происходит в буферной емкости сернистой нефти за счет создания в ней разрежения с помощью НЭУ, т.е. буферная емкость служит вакуумным сепаратором сероводородсодержащей нефти. Затем очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба буферной емкости нефтяным насосом подают в реактор окисления, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет каталитического окисления их кислородом воздуха. Предварительное удаление из нефти основного количества сероводорода The presence of a NEC, the inlet of a liquid-gas ejector which is connected by a gas pipeline to the upper part of the buffer tank of sulphurous oil, allows you to create a vacuum (gas) in the gas reservoir (and in the gas space of the buffer tank partially filled with refined oil), which ensures the main amount of desorption from oil (up to 80-90%) of dissolved hydrogen sulfide in a shallow vacuum, which eliminates significant entrainment of light gasoline fractions of oil with suctioned hydrogen-sulfide-containing hydrogen sulfide-containing gas in a vacuum separation sulphide oil and there is no noticeable decrease in the output of marketable oil from the potential. Thus, in this embodiment of the proposed installation, the preliminary desorption removal of the main amount of hydrogen sulfide takes place in the buffer capacity of the sulphurous oil due to the creation of a vacuum in it with the help of NEC, i.e. the buffer tank serves as a vacuum separator for hydrogen sulfide-containing oil. Then the oil purified from the main amount of hydrogen sulfide from the cube of the buffer tank is fed to the oxidation reactor by an oil pump, where the oil is refined from the residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans to GOST R 51858 due to their catalytic oxidation with atmospheric oxygen. Preliminary removal of the bulk of hydrogen sulfide from oil
вакуумной сепарацией (как и предварительное удаление сероводорода отдувкой газом в десорбционной колонне в описанном выше варианте 1) позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти, уменьшить загрязнение ее коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в оборудовании и нефтепроводах, снизить содержание в нефти воды (как за счет уменьшения образования реакционной воды, так и удаления части содержащейся в нефти воды при вакуумной сепарации), снизить расход раствора щелочи и многократно уменьшить расход воздуха окисления и, следовательно, существенно снизить необходимое давление проведения процесса окисления и тем самым исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов.vacuum separation (as well as preliminary removal of hydrogen sulfide by gas stripping in a desorption column in option 1 described above) allows to slightly reduce the total sulfur content in refined crude oil, reduce its pollution by corrosive elemental sulfur and the possibility of sulfur deposition in equipment and oil pipelines, and reduce water content in oil ( both by reducing the formation of reaction water and removing part of the water contained in oil during vacuum separation), reduce the consumption of alkali solution and will significantly reduce l the consumption of oxidation air and, therefore, significantly reduce the necessary pressure of the oxidation process and thereby eliminate the need to use multistage air compressors, high-pressure oil pumps and thick-walled apparatus.
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов, очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только вакуумной сепарацией нефти требует проведения процесса сепарации при глубоком вакууме и повышенных температурах, что приводит к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти от потенциала за счет возрастания потерь (уноса) легких бензиновых фракций с выделяющимся из нефти газом вакуумной сепарации, отсасываемым ЖГЭ. Проведенные эксперименты показывают также, что основная часть сероводорода, находящаяся в нефти в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко десорбируется из нефти и удаляется с выделяющимся газом сепарации при умеренном снижении давления сепарации (Δр=0,03-0,05 МПа) и невысоких температурах, обычно поддерживаемых на установках подготовки высокосернистых нефтей (30-60°С), при которых не происходит значительного уноса легких бензиновых фракций нефти с газом сепарации и сохраняется высокий выход товарной нефти от потенциала.It should be noted that according to the results of the experiments, the purification of high-sulfur oils from hydrogen sulfide and light mercaptans to the standards of GOST R 51858 only by vacuum separation of oil requires the separation process at high vacuum and elevated temperatures, which leads to a noticeable decrease in the yield of purified crude oil from the potential due to increase in losses (entrainment) of light gasoline fractions with vacuum separation gas evolved from oil, sucked out by liquid fuel. The experiments also show that the bulk of the hydrogen sulfide, which is in the oil in a free (molecular) state, is relatively easily desorbed from the oil and removed with the liberated separation gas with a moderate decrease in the separation pressure (Δp = 0.03-0.05 MPa) and low temperatures normally maintained at high sulfur oil treatment plants (30-60 ° C), at which there is no significant entrainment of light gasoline fractions of oil with separation gas and a high yield of marketable oil from the potential remains.
Следует отметить, что НЭУ используются в нефтегазодобывающей промышленности для утилизации (сжатия и транспортировки) низконапорных нефтяных газов, выделяющихся на концевых сепарационных It should be noted that NEC are used in the oil and gas industry for the utilization (compression and transportation) of low-pressure oil gases released at the end separation
установках (ж.«Нефтяное хозяйство», 1990 г., №2, с.64-66 и др.), а также в нефтеперерабатывающей промышленности для создания вакуума в ректификационной колонне (RU 2048156 и др.).installations (J. "Oil industry", 1990, No. 2, pp. 64-66, etc.), as well as in the oil refining industry to create a vacuum in a distillation column (RU 2048156 and others).
На чертеже (Фиг.2) представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти (вариант 2). Установка содержит подводящий трубопровод сернистой нефти 1, буферную емкость-сепаратор 4, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) водно-щелочного раствора катализатора 5 и насос-дозатор 6, центробежный нефтяной насос 8, подводящий трубопровод сжатого воздуха 9 (воздушный компрессор с ресивером на схеме не показаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 10, реактор окисления 11, емкость-сепаратор реакционной смеси 12, насосно-эжекторную установку, включающую жидкостно-газовый эжектор 14, емкость-сепаратор рабочей жидкости ЖГЭ 15, теплообменник-холодильник рабочей жидкости 16 и циркуляционный насос рабочей жидкости 17, и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.The drawing (Figure 2) shows a schematic diagram of the proposed installation of oil refining (option 2). The installation comprises a sulfur dioxide oil supply pipe 1, a buffer separator tank 4, a unit for preparing, storing and dosing an aqueous alkaline solution of the oxidation catalyst, including a tank (s) of an aqueous alkaline solution of the catalyst 5 and a metering pump 6, a centrifugal oil pump 8, compressed air pipeline 9 (an air compressor with a receiver is not shown in the diagram), a device for mixing air with oil 10, an oxidation reactor 11, a container-separator of the reaction mixture 12, a pump-ejector unit including a liquid -Gas ejector 14, the working fluid container ZHGE separator 15, a heat exchanger cooler working fluid 16 and the working fluid circulation pump 17, and piping system for the strapping apparatus.
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленную на УПН нефть, содержащую более 300 ppm сероводорода и более 100 ppm метил-, этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в буферную емкость-сепаратор 4, снабженную регулятором уровня нефти (раздела фаз нефть-газ), и газопроводом, соединяющим верхнюю ее часть со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора 14. В буферной емкости-сепараторе 4 за счет отсасывания газов и создания вакуума с помощью ЖГЭ из нефти десорбируется основное количество содержащегося сероводорода, который вместе с легкими углеводородами и рабочей жидкостью поступает из ЖГЭ в емкость-сепаратор рабочей жидкости 15, где за счет снижения давления жидкостно-газовой смеси до ~ 0,11 МПа происходит сепарация рабочей жидкости от сероводородсодержащего газа. Отделенный сероводородсодержащий газ с верха емкости-сепаратора 15 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляется в систему сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа (или в факельную систему), а рабочую Installation of oil refining works as follows. Oil prepared at UPN containing more than 300 ppm of hydrogen sulfide and more than 100 ppm of methyl-, ethyl mercaptans is fed through pipeline 1 to a buffer separator 4 equipped with an oil level regulator (oil-gas phase separation) and a gas pipeline connecting its upper part to the gas suction nozzle of the liquid-gas ejector 14. In the buffer tank-separator 4 due to suction of gases and the creation of a vacuum with the help of a liquid fuel liquid, the main amount of hydrogen sulfide is desorbed from the oil, which together with light hydrocarbons and working fluid awn ZHGE comes from a separator tank 15, the working fluid, wherein by reducing the pressure of the liquid-gas mixture to ~ 0.11 MPa occurs separation of working fluid from the hydrogen sulfide-containing gas. The separated hydrogen sulfide-containing gas from the top of the separator vessel 15 is sent through a pressure regulator and gas separator (not shown in the diagram) to the low-pressure petroleum gas collection and utilization system (or to the flare system), and the working one
жидкость из куба сепаратора 15 через теплообменник-холодильник 16 циркуляционным насосом 17 возвращают в ЖГЭ. При этом в качестве рабочей жидкости используют техническую воду, водонефтяную эмульсию или подготовленную нефть. Для сокращения потерь нефти (уноса легких бензиновых фракций) и сохранения высокого выхода товарной нефти от потенциала сепарацию сернистой нефти в емкости-сепараторе 4 проводят при остаточном давлении 0,07-0,05 МПа и температуре 30-60°С, при которых достигается удаление из нефти основного количества (до 80-90%) содержащегося сероводорода. Для уменьшения сероводородной и микробиологической коррозии аппаратов и трубопроводов НЭУ в состав циркулирующей рабочей жидкости ЖГЭ дополнительно вводят эффективное количество (50-500 г/м3) ингибитора коррозии-бактерицида, например продуктов взаимодействия формальдегида (формалина) с этаноламином и/или аммиаком (RU 2186957, RU 2191849, RU 2228946). В случае увеличения объема рабочей жидкости в емкости-сепараторе 15 выше допустимого за счет конденсации легких углеводородов и паров воды из жидкостно-газовой смеси, избыток рабочей жидкости выводится из емкости-сепаратора 15 по уровню раздела фаз жидкость-газ и направляют на установку подготовки нефти.the liquid from the cube of the separator 15 through the heat exchanger-cooler 16 by a circulation pump 17 is returned to the GGE. In this case, process water, an oil-water emulsion or prepared oil is used as a working fluid. To reduce oil losses (entrainment of light gasoline fractions) and maintain a high yield of marketable oil from the potential, sulfur dioxide is separated in a separator 4 at a residual pressure of 0.07-0.05 MPa and a temperature of 30-60 ° C, at which removal is achieved from oil the main amount (up to 80-90%) of hydrogen sulfide contained. To reduce the hydrogen sulfide and microbiological corrosion of the devices and pipelines of the LEU, an effective amount (50-500 g / m 3 ) of a corrosion-bactericide inhibitor, for example, the products of the interaction of formaldehyde (formalin) with ethanolamine and / or ammonia (RU 2186957), is additionally introduced into the circulating fluid of the liquid fuel element , RU 2191849, RU 2228946). If the volume of the working fluid in the separator tank 15 is higher than the permissible one due to condensation of light hydrocarbons and water vapor from the liquid-gas mixture, the excess working fluid is removed from the separator tank 15 at the liquid-gas phase separation level and sent to the oil treatment unit.
Очищенная от основного количества сероводорода нефть из куба емкости-сепаратора 4 центробежным насосом 8 подают в реактор окисления 11. При этом в поток нефти перед насосом 8 из емкости 5 насосом-дозатором 6 по трубопроводу 7 непрерывно вводят через форсунки (на схеме не показаны) расчетное количество водно-щелочного раствора катализатора окисления. После насоса 8 в поток нефти по трубопроводу 9 через смесительное устройство 10 подают расчетное количество сжатого воздуха для окисления остаточного сероводорода и легких меркаптанов. Потребные количества щелочного раствора катализатора и сжатого воздуха рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в емкости-сепараторе 4. В качестве катализатора окисления преимущественно используют неорганические комплексы двухвалентной меди или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или The oil purified from the main quantity of hydrogen sulfide from the cube of the separator 4 by a centrifugal pump 8 is fed into the oxidation reactor 11. In this case, the calculated value is continuously introduced through nozzles (not shown in the diagram) into the oil stream before pump 8 from the tank 5 by the metering pump 6 the amount of water-alkaline solution of the oxidation catalyst. After pump 8, the calculated amount of compressed air for oxidation of the residual hydrogen sulfide and light mercaptans is fed into the oil stream through pipeline 9 through the mixing device 10. The required amounts of an alkaline solution of the catalyst and compressed air are calculated taking into account that the bulk of the hydrogen sulfide is removed from the oil in the separator vessel 4. Inorganic complexes of divalent copper or cobalt with alkali metal pyrophosphate are mainly used as the oxidation catalyst or
аммиаком (RU 2167187 и RU 2186087). В реакторе 11 при температуре 25-60°С и под давлением, обеспечивающем практически полное растворение введенного воздуха в нефти, происходит каталитическое окисление остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 11 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 12, где за счет снижения давления до 0,13-0,45 МПа происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха и отстой отработанного раствора катализатора. Отработанный воздух (азот) с верха емкости 12 через регулятор давления направляют в факельную систему на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов и сернистых соединений. Отделенный раствор (или эмульсию) катализатора из куба емкости 12 по трубопроводу 13 через регулятор расхода возвращают на смешение с очищаемой нефтью на прием центробежного насоса 8. Очищенная от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости-сепаратора 12 под своим давлением поступает в существующий резервуар товарной нефти узла учета и транспортировки нефти (на схеме не показан).ammonia (RU 2167187 and RU 2186087). In the reactor 11 at a temperature of 25-60 ° C and under pressure, providing almost complete dissolution of the introduced air in oil, the catalytic oxidation of the residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans with atmospheric oxygen occurs. The reaction mixture from the top of the reactor 11 through a pressure regulator enters the separator 12, where, by reducing the pressure to 0.13-0.45 MPa, the purified oil is separated from the exhaust air and the spent catalyst solution settles. The exhaust air (nitrogen) from the top of the tank 12 through the pressure regulator is sent to the flare system to burn the contained impurities of light hydrocarbons and sulfur compounds. The separated solution (or emulsion) of the catalyst from the cube of the tank 12 through the pipeline 13 through the flow regulator is returned to mix with the oil to be cleaned to receive a centrifugal pump 8. Purified oil from hydrogen sulfide and light methyl and ethyl mercaptans to the standards GOST R 51858 is separated from the separator tank 12 under its pressure, it enters the existing tank of crude oil of the oil metering and transportation unit (not shown in the diagram).
Вышеописанный вариант установки очистки нефти предлагается использовать на тех объектах добычи и подготовки сероводородсодержащей нефти, где отсутствует малосернистый или сероочищенный углеводородный (нефтяной или природный) газ для подачи его в колонну отдувки.The above-described version of the oil refining unit is proposed to be used at those sites for the production and preparation of hydrogen sulfide-containing oil, where there is no low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon (oil or natural) gas for supplying it to the stripping column.
Таким образом, как видно из вышеизложенного, предлагаемая установка (варианты) по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:Thus, as can be seen from the foregoing, the proposed installation (options) compared with the prototype has the following advantages:
- обеспечивается некоторое снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти (на 0,03-0,2% мас. в зависимости от содержания сероводорода в очищаемой нефти);- provides a certain decrease in the total sulfur content in the refined salable oil (by 0.03-0.2% wt. depending on the content of hydrogen sulfide in the refined oil);
- исключается (или значительно снижается) загрязнение очищенной товарной нефти коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в технологическом оборудовании, трубопроводах, средствах КИПиА и запорно-регулирующей арматуре;- eliminated (or significantly reduced) contamination of refined crude oil with corrosive elemental sulfur and the possibility of sulfur deposition in technological equipment, pipelines, instrumentation and control equipment and shut-off and control valves;
- обеспечивается снижение содержания воды в очищенной товарной нефти;- provides a decrease in water content in refined crude oil;
- обеспечивается многократное снижение расхода сжатого воздуха на окислительную очистку нефти и, следовательно, давления проведения процесса окисления, что позволяет отказаться от использования на установке многоступенчатых воздушных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов и трубопроводов;- provides a multiple reduction in the consumption of compressed air for the oxidative purification of oil and, consequently, the pressure of the oxidation process, which eliminates the use of multi-stage air compressors, high-pressure oil pumps and thick-walled apparatus and pipelines;
- обеспечивается многократное уменьшение объема отходящего отработанного воздуха окисления (азота), содержащего примеси углеводородов и сернистых соединений и требующего последующего термического обезвреживания сжиганием на факеле или прокалкой в технологической печи, что позволяет снизить расход топливного газа и уменьшить загрязнение атмосферы выбросами токсичных соединений;- provides a multiple reduction in the volume of exhaust exhaust air of oxidation (nitrogen) containing impurities of hydrocarbons and sulfur compounds and requiring subsequent thermal neutralization by torch burning or calcination in a process furnace, which reduces fuel gas consumption and atmospheric pollution by emissions of toxic compounds;
- обеспечивается снижение расхода щелочного агента (NaOH или NH4ОH) на окислительную очистку нефти, что позволяет уменьшить габариты аппаратов узла приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления.- provides a reduction in the consumption of an alkaline agent (NaOH or NH 4 OH) for the oxidative purification of oil, which reduces the size of the apparatus for the preparation, storage and dosage of an aqueous-alkaline solution of the oxidation catalyst.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006115694/22U RU56207U1 (en) | 2006-04-28 | 2006-04-28 | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006115694/22U RU56207U1 (en) | 2006-04-28 | 2006-04-28 | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU56207U1 true RU56207U1 (en) | 2006-09-10 |
Family
ID=37113148
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006115694/22U RU56207U1 (en) | 2006-04-28 | 2006-04-28 | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU56207U1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2349365C1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) |
| RU2387695C1 (en) * | 2008-10-31 | 2010-04-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Oil refining unit (versions) |
| RU2442816C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil |
| US8236276B2 (en) | 2010-02-22 | 2012-08-07 | Fluor Enterprises, Inc. | System and method for sulfur recovery |
| RU2510640C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-04-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for treatment of oil containing hydrogen sulfide and mercaptan |
| RU2615699C1 (en) * | 2016-01-29 | 2017-04-06 | Публичное акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко "Гипротюменнефтегаз" (ПАО "Гипротюменнефтегаз") | System of collection, transportation and treatment of oil, gas and water |
| 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 |
| RU2823859C1 (en) * | 2023-12-29 | 2024-07-30 | Акционерное общество "Московский машиностроительный завод "Авангард" (АО "ММЗ "Авангард") | Plant for simulation of technological processes of alkali-free catalytic purification of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
-
2006
- 2006-04-28 RU RU2006115694/22U patent/RU56207U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2349365C1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) |
| RU2387695C1 (en) * | 2008-10-31 | 2010-04-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Oil refining unit (versions) |
| US8236276B2 (en) | 2010-02-22 | 2012-08-07 | Fluor Enterprises, Inc. | System and method for sulfur recovery |
| RU2442816C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil |
| RU2510640C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-04-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for treatment of oil containing hydrogen sulfide and mercaptan |
| RU2615699C1 (en) * | 2016-01-29 | 2017-04-06 | Публичное акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко "Гипротюменнефтегаз" (ПАО "Гипротюменнефтегаз") | System of collection, transportation and treatment of oil, gas and water |
| 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 |
| RU2823859C1 (en) * | 2023-12-29 | 2024-07-30 | Акционерное общество "Московский машиностроительный завод "Авангард" (АО "ММЗ "Авангард") | Plant for simulation of technological processes of alkali-free catalytic purification of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8486338B2 (en) | Gas-liquid contactor | |
| US10246328B2 (en) | High efficiency process for degassing of hydrogen sulfide from liquid sulfur | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU56207U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| RU55631U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU2313563C1 (en) | Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU63241U1 (en) | INSTALLATION OF OIL CLEANING FROM HYDROGEN SULFUR AND MERCAPTANES | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| RU82698U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| CN117701294A (en) | Extraction oil recovery system for furfural refining device | |
| EP3511310B1 (en) | Device and method for increasing the content of methane in a current of biogas by means of a low-pressure airlift system | |
| RU92421U1 (en) | PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS | |
| CN100460483C (en) | A method and equipment for lye extraction and desulfurization | |
| EP1596964A1 (en) | Process and equipment for treating refinary gases containing hydrogen sulphide | |
| RU2456053C2 (en) | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| CN113563919B (en) | Liquid hydrocarbon mercaptan removal excess gas circulation method and system | |
| RU2188224C2 (en) | Plant for oil product distillation | |
| CN109943361B (en) | A pressurized desulfurization method and device for normal and reduced top gas | |
| RU2193001C1 (en) | Method of cleaning vapor-gas mixture formed at filling container with oil product from vapors | |
| CN210193774U (en) | Atmospheric and reduced overhead gas pressurizing desulfurization device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20090429 |