Способ стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов и сероводорода


 


Владельцы патента RU 2425090:

Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП (RU)

Изобретение относится к очистке нефти от низкокипящих серосодержащих соединений. Изобретение касается способа стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов и сероводорода, включающего физическую очистку нефти, прошедшей стадии обезвоживания и обессоливания, путем последовательной подачи в два сепаратора компонентов из парогазовых смесей дистиллятов, удаляемых из двух ректификационных колонн, при этом после второго сепаратора проводят обработку концентрата удаляемых компонентов реагентом, где сконденсированные углеводороды первого сепаратора подают в качестве сырья во вторую ректификационную колонну, извлекают остатки обеих ректификационных колонн, при этом остатком первой колонны является товарная нефть, а остатком второй колонны является стабильный и очищенный бензин, из первого сепаратора выделяют воду, часть которой направляют на стадию обработки удаляемых компонентов реагентом, а другую часть возвращают в низ первой ректификационной колонны через печь в паровой фазе, остаток второй ректификационной колонны частично возвращают в среднее сечение первой ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси. Технический результат - повышение степени стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов, снижение расхода вовлекаемых извне ресурсов, расширение диапазона работы колонн. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к способам стабилизации и очистки нефти от низкокипящих серосодержащих соединений и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ стабилизации обезвоженной и обессоленной нефти по одно- и двухколонной схемам ректификации, обеспечивающий извлечение из нее газообразных компонентов, в том числе сероводорода и меркаптанов [Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973. - С.151-152].

Преимуществом двухколонной схемы является возможность восполнения утраченного нефтью бензинового потенциала путем ввода в стабильную нефть.

Основным недостатком обеих схем является необходимость нагрева нефти до высокой температуры (260-280°С), при которой в кубе колонны образуется сероводород и меркаптаны, что не позволяет достаточно полно извлечь их из нефти. Кроме того, в процессе очистки получается нестабильный бензин, подлежащий транспортировке для последующей переработки, что создает проблемы в условиях промыслов.

Известен способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, заключающийся в использовании колонны, оснащенной насадкой типа АВР специальной конструкции [ООО «НТ НЕФТЬ И ГАЗ» Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, 2009, www.ntns.ru].

Способ включает нагрев нефти до температуры ~160°С, подачу в низ колонны отпаривающего агента, позволяет совместить процессы стабилизации и глубокой дегазации нефти и получить товарную нефть с давлением насыщенных паров менее 500 мм рт.ст., содержанием сероводорода до 10 ppm и меркаптанов до 30 ppm.

Недостатком способа является снижение выхода нефти в связи с высоким отбором дистиллята, необходимость очистки не только его газовой фазы, но и жидкой фазы нестабильного бензина, а также недостаточно высокая степень очистки нефти.

Известен способ очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий физическую очистку нефти путем двукратного концентрирования удаляемых компонентов в газовой фазе дистиллята ректификацией с последующим извлечением их из вторичного концентрата с использованием реагента, вовлечения остатков обеих ректификационных колонн в товарную нефть, выделения и вовлечения в процесс очистки нефти растворенной в ней воды [Патент RU № 2372379 с приоритетом от 11.02.2008, кл. C10G 29/20, «Способ очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти» / Теляшев Г.Г., Арсланов Ф.А. и др.]. По технической сущности наиболее близким к заявленному изобретению является описанный способ в части физической очистки нефти (прототип).

В этом способе процесс ректификации в обеих колоннах производят в присутствии водяного пара, а также осуществляют рециклирование (возврат) остатка второй колонны в стабилизированную и очищенную нефть путем смешения с остатком первой колонны. Выделенную из нефти воду используют на стадии очистки концентрата удаляемых компонентов.

Хотя описанный способ позволяет существенно снизить необходимую температуру нагрева нефти относительно обычного способа ее стабилизации и очистки методом ректификации (на ~85°С), однако она остается довольно высокой (на уровне ~195°С), что может привести к разложению неустойчивых серосодержащих соединений нефти с выделением дополнительного количества сероводорода и меркаптанов. Недостаточно высока также степень очистки нефти от легких меркаптанов.

Задачей изобретения является повышение эффективности процесса.

Согласно изобретению этот технический результат достигается описываемым способом стабилизации и очистки обессоленной и обезвоженной нефти от легких меркаптанов и сероводорода, включающим ее физическую очистку путем последовательной подачи в два сепаратора компонентов из парогазовых смесей дистиллятов, удаляемых из двух ректификационных колонн, при этом после второго сепаратора проводят обработку концентрата удаляемых компонентов реагентом, где сконденсированные углеводороды первого сепаратора подают в качестве сырья во вторую ректификационную колонну, извлекают остатки обеих ректификационных колонн, при этом остатком первой колонны является товарная нефть, а остатком второй колонны является стабильный и очищенный бензин, из первого сепаратора выделяют воду, часть которой направляют на стадию обработки удаляемых компонентов реагентом, а другую часть возвращают в низ первой ректификационной колонны через печь в паровой фазе, остаток второй ректификационной колонны частично возвращают в среднее сечение первой ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси.

Кроме того, предлагаемый способ имеет следующие отличительные признаки.

В ректификационных колоннах используют струйные тарелки с мелкими просечными элементами жалюзийного типа (мелкожалюзийные тарелки).

В первой ректификационной колонне ниже ввода сырья используют тарелки со сливными устройствами удвоенной глубины.

Часть остатка второй ректификационной колонны используют в качестве растворителя на промыслах.

Указанные отличительные признаки заявляемого способа обеспечивают получение следующих эффектов.

Последовательная подача в два сепаратора компонентов из парогазовых смесей дистиллятов, удаляемых из двух ректификационных колонн, способствует более четкому выделению концентратов удаляемых компонентов, повышению в нем доли легких меркаптанов и сероводорода и снижению доли бутанов, ценных бензиновых компонентов, которые желательно оставить в составе нефти.

Обработка концентрата удаляемых компонентов после второго сепаратора реагентом позволяет снизить затраты на процесс химической очистки концентрата за счет уменьшения его расхода и содержания в нем тяжелых меркаптанов.

Подача сконденсированных углеводородов первого сепаратора во вторую ректификационную колонну с извлечением остатка позволяет получить стабильный и очищенный от легких меркаптанов и сероводорода бензин без применения реагентов, физическим методом.

Возврат части остатка второй ректификационной колонны, представляющего собой стабильный и очищенный бензин, в среднее сечение первой ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси, во-первых, обеспечивает преимущественное рециклирование (возврат) этого потока в товарную нефть, выводимую с низа первой ректификационной колонны, сводя к минимуму рециркуляцию его через верх первой колонны; во-вторых, способствует повышению степени стабилизации товарной нефти; в третьих, позволяет ограничить максимальную температуру нагрева потоков (не выше 140°С).

Выделение из первого сепаратора воды и направление части ее на стадию обработки реагентом облегчает решение проблемы утилизации кислых стоков.

Возврат другой части выделенной из первого сепаратора воды в низ первой ректификационной колонны через печь в паровой фазе позволяет создать в нижней секции этой колонны паровое орошение и испарить подлежащие удалению компоненты совместно с низкокипящими углеводородами за счет снижения парциального давления последних, а также обойтись без вовлечения в процесс дополнительных ресурсов отпаривающих агентов. Поскольку этот поток воды является циркулирующим, расход его неограничен и может быть оптимизирован расчетным путем.

Использование в колоннах струйных тарелок с мелкими просечными элементами жалюзийного типа (мелкожалюзийных тарелок) обеспечивает высокую разделительную способность тарелок и ректификационных колонн в целом за счет мелкого диспергирования жидкой фазы, образования развитой межфазной поверхности, повышения степени монодисперсности капелек жидкости, отсутствия "провала" жидкости на тарелке, что способствует повышению выхода и показателей качества товарной нефти. Повышается также диапазон работы тарелок за счет их струйности и беспровальности. В качестве составной части предлагаемых тарелок может быть использовано известное полотно [патент RU № 2236900 с приоритетом от 01.09.2003, кл. B01J 19/32, «Перфорированное полотно для теплообменных устройств» / Сахаров В.Д., Сахаров И.В. и др.].

Использование в первой ректификационной колонне ниже ввода сырья контактных тарелок со сливными устройствами удвоенной глубины позволяет байпасировать жидкость через тарелку, уменьшая тем самым жидкостную нагрузку тарелок и неблагоприятное соотношение жидкость/пар (газ). При этом уменьшение числа контактов жидкость - пар (газ) на тарелках компенсируется за счет повышения эффективности каждой из них, расширяется диапазон работы колонны [Теляшев Г.Г., Сахаров И.В., Арсланов Ф.А., Теляшева М.Р. Мелкожалюзийная тарелка ТМЖ и колонна с байпасированием жидкости // Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении. Материалы III Научно-практической конференции. Сб. докладов. - Туймазы: Корпорация УРАЛТЕХНОСТРОЙ, 2007. - С.105-106].

Такая колонна с установленными на них мелкожалюзийными тарелками реализована в промышленности, применяется для стабилизации и очистки сероводородсодержащей нефти [Теляшев Г.Г. и др. Новая технология стабилизации и очистки нефти от сероводорода на предприятии ООО «Нарьянмарнефтегаз» // Информационно-аналитическое издание «Нефтегаз INTERNATIONAL». Сентябрь 2009 г.- С.42-43].

Использование части остатка второй ректификационной колонны, представляющего собой стабильный, очищенный от легких меркаптанов и сероводорода бензин, в качестве растворителя на промыслах позволяет уменьшить объем вовлекаемых извне материальных ресурсов и снизить за счет этого себестоимость продукции.

Совокупность существенных признаков в конечном счете позволяет решить поставленную задачу повышения эффективности процесса, а именно:

- повысить степень стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов;

- снизить температуру нагрева нефти и удельные затраты тепла на процесс;

- уменьшить объем вовлекаемых извне материальных ресурсов и снизить себестоимость продукции;

- расширить диапазон работы основного оборудования установки (ректификационных колонн).

Принципиальная технологическая схема одного из предпочтительных вариантов реализации способа представлена на чертеже (насосы не показаны).

Частично подготовленную нефть, прошедшую стадии обезвоживания и обессоливания, подают на установку по линии 1, нагревают в теплообменнике 2, из которого выводят по линии 3.

Основную часть нефти направляют по линии 4 в змеевик печи 5, выводят по линии 6 и двумя потоками по линиям 7 и 8 направляют в первую (основную) ректификационную колонну 9. Колонна снабжена струйными тарелками мелкожалюзийного типа 10 и каплеотбойником 11. В нижней секции колонны использованы тарелки удвоенной глубины.

В верх колонны 9 по линии 12 подают часть нефти (8-14%), выходящей из теплообменника 2 по линии 3 в качестве верхнего орошения.

В среднюю зону нижней секции этой колонны по линии 13 направляют нагретый в печи 5 остаток второй ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси. В низ колонны по линии 14 вводят отпаривающий агент, в качестве которого используют водяной пар, полученный путем испарения в печи 15 выделенной из нефти циркулирующей воды.

С низа колонны выводят стабилизированную и очищенную от легких меркаптанов и сероводорода нефть и направляют по линии 16 в буферную емкость-сепаратор 17, в котором производят дополнительную дегазацию этого потока за счет снижения давления. Газы выводят по линии 18, а жидкую фазу потока по линии 19, затем охлаждают в теплообменнике 2 и направляют по линии 20 в теплообменник 21 и далее по линии 22 выводят с установки в качестве товарной нефти и направляют в товарный парк. В теплообменнике 21 нагревают нефть, поступающую на блок обезвоживания и обессоливания установки подготовки нефти.

С верха ректификационной колонны 9 выводят по линии 23 парогазовую смесь дистиллятов и далее совместно с парогазовой смесью 18 из буферной емкости-сепаратора 17 направляют по линии 24 в теплообменник 25, где эта смесь охлаждается и частично конденсируется за счет вторичного нагрева пресной воды, используемой на блоке обезвоживания и обессоливания нефти. Образовавшуюся парожидкостную смесь направляют по линии 26 в трехфазный сепаратор 27. Тяжелую фазу жидкости, представляющую собой выделенную из нефти воду, выводят снизу по линии 28, циркулирующую часть этого потока направляют для нагрева и испарения в змеевик печи 15 по линии 29, а балансовый избыток выводят по линии 30 и направляют на стадию очистки концентрата удаляемых компонентов и утилизации стоков.

Парогазовую смесь из сепаратора 27 направляют по линии 31 в теплообменник 32, в котором она охлаждается и частично конденсируется за счет первичного нагрева пресной воды, используемой на блоке обезвоживания и обессоливания нефти. Далее эту смесь направляют по линии 33 в двухфазный сепаратор 34. Газовую фазу из этого сепаратора, представляющую собой вторичный концентрат удаляемых компонентов, выводят по линии 35 и направляют на блок 36, на очистку от сероводорода и легких меркаптанов с использованием реагента, поступающего по линии 37. Очищенный от сероводорода и меркаптанов газ выводят по линии 38, водный раствор продуктов реакции выводят по линии 39 и направляют на утилизацию.

Жидкую фазу из сепаратора 34, представляющую собой смесь углеводородов и воды, возвращают по линии 40 в трехфазный сепаратор 27. Легкую (углеводородную) фазу жидкости из этого сепаратора (конденсат углеводородов) подают по линии 41 в качестве сырья во вторую, вспомогательную ректификационную колонну 42, которую можно назвать спарринг-колонной. Она снабжена струйными тарелками мелкожалюзийного типа 43, каплеотбойником 44 и аккумулятором 45. Пары углеводородов с верха колонны направляют по линии 46 в трехфазный сепаратор 27. Всю жидкость из аккумулятора 45 направляют по линии 47 в термосифонный (пластинчатый) теплообменник 48, образовавшуюся парожидкостную смесь возвращают по линии 49 в низ колонны 42. С низа этой колонны выводят по линии 50 стабилизированный и очищенный от легких меркаптанов и сероводорода остаток, бензин. Основную часть этого продукта направляют по линии 51 в змеевик печи 5 и далее по линии 13 в колонну 9 (фактически рециклируют в нефть), а небольшую часть выводят по линии 52 для использования на промыслах в качестве растворителя.

Процесс ректификации в первой колонне проводят при следующих условиях:

- давление верха (абс.) 0,120-0,160 МПа

- температура верха 95-105°С

- температура нагрева сырья и остатка второй колонны 120-140°С

- температура низа 115-130°С

- температура верхнего орошения 80-90°С

- температура нижнего (парового) орошения 130-140°С

Процесс ректификации во второй колонне проводят при следующих условиях:

- давление верха (абс.) 0,115-0,155 МПа

- температура верха 65-75°С

- температура сырья 55-65°С

- температура низа 85-95°С

Описанный способ иллюстрируется численным примером, результаты которого представлены в таблицах 1-3.

В таблице 1 приведена характеристика исходной нефти, поступающей на установку с блока обезвоживания и обессоливания.

В таблице 2 приведены основные режимные параметры процесса (в скобках указаны номера потоков, соответствующих чертежу).

В таблицу 3 сведены основные показатели процесса.

Данные, представленные в таблицах 1-3, показывают, что проведение процесса предлагаемым способом позволяет полностью удалить из нефти сероводород и метилмеркаптан, почти тридцатикратно уменьшить остаточное содержание этилмеркаптана (до 6 ppm), добиться глубокой стабилизации (давление насыщенных паров менее 10 кПа) и высокого выхода нефти (более 98 мас.%) При этом такие результаты достигаются при умеренной температуре нагрева потоков в печи (130 - 133°С) без вовлечения извне отпаривающего агента. Расширяется также диапазон производительности основного оборудования, колонн.

Таблица 1
Характеристика исходной нефти
Наименование и размерность параметра Численное значение параметра
Расход, кг/ч 500000
Плотность при температуре 15°С, кг/м3 845,2
Плотность при температуре 20°С, кг/м3 841,6
Молекулярная масса, кг/кмоль 202,6
Суммарное содержание компонентов (фракций), мас.%:
- газы 0,4816
в том числе сероводород 0,0322
- выкипающие до 36°С 1,0415
в том числе метилмеркаптан 0,0045
в том числе этилмеркаптан 0,0131
- выкипающие до 85°С 3,8534
- выкипающие до 180°С 15,6318
- выкипающие до 350°С 61,6405
- выкипающие выше 350°С 38,3595
- вода 0,4548
Таблица 2
Основные режимные параметры процесса
Наименование и размерность параметра Численное значение параметра
Температура, °С:
- нефть на установку (1) 65
- нефть из теплообменника (3) 86
- нефть из печи (6) 130
- нефть товарная (22) 50
- бензин из печи (13) 130
- водяной пар из печи (14) 133
- парогазовая смесь с верха
первой колонны (23) 101
- нефть с низа первой колонны (16) 123
- пары углеводородов с верха
второй колонны (46) 71
- бензин с низа второй колонны (50 90
- парогазовая смесь после
первичного охлаждения (26) 70
- вторичный концентрат удаляемых
компонентов (35) 40
Давление абсолютное, МПа:
- нефть на установку (1) 0,6
- нефть, бензин и водяной пар
из печи (6, 13, 14) 0,3
- парогазовая смесь с верха первой
колонны (23) 0,14
- нефть с низа первой колонны (16) 0,16
- пары углеводородов с верха
второй колонны (46) 0,135
- бензин с низа второй колонны (50) 0,150
Расходы основных потоков, кг/ч (мас.%)
- нефть на установку (1) 500000 (100)
- нефть в первую колонну (6) 445000 (89)
- нефть на орошение (12) 55000 (11)
- конденсат углеводородов во вторую
колонну (41) 37724 (7,5448)
- рециклирующая часть бензина (51) 26182 (5,2364)
Таблица 3
Основные показатели процесса
Наименование и размерность показателя Численное значение показателя
Содержание подлежащих удалению компонентов в исходной нефти, ppm:
- сероводород 322
- метилмеркаптан 45
- этилмеркаптан 131
Остаточное содержание удаляемых компонентов в товарной нефти, ppm:
- сероводород 0
- метилмеркаптан 0
- этилмеркаптан 6
Выход товарной нефти, мас.% 98,1684
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.):
- исходная нефть 63,35 (475)
- товарная нефть 9,57 (72)
Температура нагреваемых потоков на выходе из печей °С:
- нефть и рециклирующий бензин 130
- циркулирующая вода 133
Содержание удаляемых компонентов во вторичном
концентрате, мас.%:
- сероводород 2,3798
- метилмеркаптан 0,3320
- этилмеркаптан 0,9242
Диаметр колонн, м:
- первая колонна 3,2
- вторая колонна 1,8
Высота колонн, м:
- первая колонна 25
- вторая колонна 20
Количество тарелок, шт.:
- первая колонна 32
- вторая колонна 24
Диапазон производительности колонн, % 20-140

1. Способ стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов и сероводорода, включающий физическую очистку нефти, прошедшей стадии обезвоживания и обессоливания, путем последовательной подачи в два сепаратора компонентов из парогазовых смесей дистиллятов, удаляемых из двух ректификационных колонн, при этом после второго сепаратора проводят обработку концентрата удаляемых компонентов реагентом, где сконденсированные углеводороды первого сепаратора подают в качестве сырья во вторую ректификационную колонну, извлекают остатки обеих ректификационных колонн, при этом остатком первой колонны является товарная нефть, а остатком второй колонны является стабильный и очищенный бензин, из первого сепаратора выделяют воду, часть которой направляют на стадию обработки удаляемых компонентов реагентом, а другую часть возвращают в низ первой ректификационной колонны через печь в паровой фазе, остаток второй ректификационной колонны частично возвращают в среднее сечение первой ректификационной колонны в виде парожидкостной смеси.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в ректификационных колоннах используют струйные тарелки с мелкими просечными элементами жалюзийного типа.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в первой ректификационной колонне ниже ввода сырья используют тарелки со сливными устройствами удвоенной глубины.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что часть остатка второй ректификационной колонны используют в качестве растворителя на промыслах.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к процессам нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам очистки от сероводорода мазута и нефтяных фракций - компонентов товарного мазута.

Изобретение относится к очистке углеводородных масел, в частности трансформаторного масла, от механических частиц и может быть использовано в нефтехимической и энергетической областях промышленного производства.

Изобретение относится к технологическим процессам обработки нефтесодержащих шламов с получением сырья для производства битумов. .

Изобретение относится к методам аналитического контроля качества газового конденсата и нефтей и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к способу отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из смеси углеводородов с помощью мембраны путем пропускания части углеводородной смеси от входной стороны к стороне выхода пермеата из мембраны и с удалением со стороны выхода пермеата углеводородов, обладающих пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей.

Изобретение относится к способу отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из смеси углеводородов с помощью мембраны путем пропускания части углеводородной смеси от входной стороны к стороне выхода пермеата из мембраны и с удалением со стороны выхода пермеата углеводородов, обладающих пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей.

Изобретение относится к способу удаления загрязняющих веществ из потока синтетического воска, полученного в реакции Фишера-Тропша, включающему по меньшей мере две отдельных стадии: образование и рост частиц, которые включают загрязняющее вещество, причем указанные частицы имеют достаточный для облегчения их удаления размер и указанные образование и рост стимулируют путем обработки указанного потока воска водной текучей средой, возможно, включающей кислоту; и удаление по меньшей мере некоторого количества частиц из потока синтетического воска при помощи одной или более единичных операций по удалению частиц; при этом водную текучую среду смешивают с потоком воска так, что вода составляет от 0,25 мас.% до 2 мас.% от массы потока воска, а кислота составляет от 0,005 мас.% до 0,5 мас.% от массы потока воска, температуру воска, смешанного с водной текучей средой, поддерживают на уровне выше по меньшей мере 160°С, и поток воска с водной текучей средой поддерживают при повышенной температуре в течение минимум одной минуты.

Изобретение относится к способу обработки углеводородных парафинов, включающему проведение гидротермической обработки металл-оксигенатных компонентов, содержащихся в углеводородах, полученных способом Фишера-Тропша, при температуре выше 100°С, где гидротермическую обработку производят водой при температуре от 100°С до 400°С, и гидротермическую обработку производят после прохождения первой зоны фильтрации при давлении 0,1-10 МПа в течение 1-60 минут, причем с целью проведения гидротермической обработки добавляют воду, а также способу обработки углеводородных парафинов, включающему проведение химической обработки металл-оксигенатных компонентов, содержащихся в углеводородных парафинах, полученных способом Фишера-Тропша, одним или более реагентами химической обработки, выбранными из органических кислот и ангидридов, проводимой в единой жидкостной фазе с целью модификации оксигенатов металлов.

Изобретение относится к нефтепереработке. .

Изобретение относится к способу очистки дизельного топлива, который включает дозированное перемешивание исходного топлива с водой, кавитационное воздействие на раствор и его разделение в отстойнике на дизельное топливо и осадок в воде отстоя, при этом перед дозированным перемешиванием с исходным топливом воду насыщают ионами железа до получения раствора желто-бурого цвета с pH>6, кавитационное воздействие на раствор осуществляют ультразвуком при барботировании в него СО2 с температурой 75-80°С и избыточным относительно раствора давлением >0,2 ати, после чего на раствор воздействуют фотонами света с энергией 60-70 ккал/моль, пропускают через магнитное поле и направляют в отстойник.

Изобретение относится к установкам подготовки нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащей нефти с высоким содержанием сероводорода.
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки сероводородсодержащей нефти. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к установкам подготовки нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащей нефти с высоким содержанием сероводорода.
Изобретение относится к области технологий очистки нефти и нефтепродуктов от соединений серы и может быть использовано в цикле подготовки сырой нефти к переработке или очистке нефтепродуктов перед использованием.

Изобретение относится к установке для удаления ртутного компонента из добытого пластового жидкого углеводорода, такого как сырая нефть или конденсат природного газа.

Изобретение относится к способу обработки углеводородных парафинов, включающему проведение гидротермической обработки металл-оксигенатных компонентов, содержащихся в углеводородах, полученных способом Фишера-Тропша, при температуре выше 100°С, где гидротермическую обработку производят водой при температуре от 100°С до 400°С, и гидротермическую обработку производят после прохождения первой зоны фильтрации при давлении 0,1-10 МПа в течение 1-60 минут, причем с целью проведения гидротермической обработки добавляют воду, а также способу обработки углеводородных парафинов, включающему проведение химической обработки металл-оксигенатных компонентов, содержащихся в углеводородных парафинах, полученных способом Фишера-Тропша, одним или более реагентами химической обработки, выбранными из органических кислот и ангидридов, проводимой в единой жидкостной фазе с целью модификации оксигенатов металлов.
Изобретение относится к области окислительной очистки углеводородных фракций от меркаптановой серы и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности для демеркаптанизации нефтяных фракций, нефтепродуктов и газоконденсата и непосредственно на нефте- и газопромыслах для дезодорации сырья
Наверх