Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода на промысловых объектах
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода на промысловых объектах"
4852840
ШИПИЛОВ ДМИТРИЙ ДМИТРИЕВИЧ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА НА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук
8 СЕН 2011
Бугульма-2011
Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина
Научный руководитель: Официальные оппоненты:
Ведущая организация:
доктор технических наук, профессор Сахабутдинов Рифхат Зиннурович
доктор технических наук Мусабиров Мунавир Хадеевич
кандидат технических наук Коробков Федор Александрович
Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (г. Уфа)
Защита диссертации состоится 22 сентября 2011 г. в 15 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.
Автореферат разослан «. .» августа 2011 г.
Учёный секретарь диссертационного I кандидат технических наук ^-"" Львова И.В.
диссертационного совета, ¿-.¿В-^
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Аетуальность проблемы. В связи с введением в действие требований ГОСТ Р 51858-2002, ограничивающих сдачу товарной нефти с массовой долей сероводорода, превышающей 100 млн"1, актуальной является задача её очистки. Указанная проблема наиболее значима для ОАО «Татнефть» вследствие того, что в систему ОАО «АК «Транснефть» компанией осуществляется сдача порядка 16 млн. тонн в год товарной нефти с концентрацией сероводорода, превышающей нормативные значения. Суммарная доля товарной нефти ОАО «Татнефть» с массовой долей сероводорода более 400 млн"1 составляет порядка 70 % от общего объёма сдаваемой сероводородсодержащей нефти.
Поэтому, учитывая масштабность проблемы, совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода, позволяющих довести её качество до нормативных требований при минимальных затратах, является актуальной задачей.
Целью работы является повышение качества товарной нефти по массовой доле сероводорода путём совершенствования технологий её очистки на промысловых объектах с минимальными затратами.
В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:
1. Анализ существующих методов удаления сероводорода из нефти.
2. Выявление области эффективного применения технологий очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть».
3. Исследование химических методов удаления сероводорода из нефти, их влияния на показатели качества, определение оптимальных технологических параметров процессов.
4. Исследование физических методов очистки нефти от сероводорода, оптимизация технологических параметров его отдувки в десорбционной колонне.
5. Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода с целью повышения её качества и снижения затрат.
Научная новизна:
1. Разработан и обоснован критерий сохранения массы нефти при её очистке от сероводорода в десорбционной колонне в зависимости от основных параметров и состава отдувочного газа.
2. Впервые выявлено влияние продуктов взаимодействия сероводорода с реагентами-нейтрализаторами на основе амино-формальдегидных композиций или кислородом на точку эквивалентности химической реакции, лежащей в основе методики определения концентрации хлористых солей в нефти.
3. Экспериментально установлена возможность удаления из нефти продуктов взаимодействия сероводорода с реагентами-нейтрализаторами или кислородом в виде мнимых хлористых солей промывкой водой. Получены зависимости требуемого расхода промывочной воды от суммарной концентрации истинных и мнимых хлористых солей для тяжёлой нефти с различной массовой долей сероводорода.
Защищаемые положения:
1. Дифференцированный подход к решению проблемы очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть».
2. Результаты исследований по эффективности реагентов-нейтрализаторов сероводорода, их влиянию на показатели качества подготавливаемой нефти и промывке истинных и мнимых хлористых солей пресной водой.
3. Критерий сохранения массы нефти при её очистке от сероводорода в десорбционной колонне в зависимости от основных параметров и состава отдувочного газа.
4. Технологии очистки нефти от сероводорода.
Практическая ценность:
1. На основе выполненных исследований выявлены наиболее эффективные реагенты-нейтрализаторы сероводорода в нефти для условий Татарстана, определены оптимальные параметры проведения процесса и технические средства его осуществления.
2. Определены эффективные области применения технологий очистки нефти от сероводорода.
3. Усовершенствована технология нейтрализации сероводорода в нефти реагентами, включающая её промывку от продуктов их взаимодействия пресной водой на ступени обессоливания.
4. Усовершенствована технология прямого окисления сероводорода в нефти кислородом в присутствии водно-аммиачного раствора фталоциани-нового катализатора.
5. Определены оптимальные параметры работы десорбционной колонны на объектах ОАО «Татнефть» при сохранении выхода нефти и разработана номограмма для их выбора.
6. Разработана комплексная технология очистки нефти от сероводорода, сочетающая отдувку в десорбционной колонне газом и нейтрализацию реагентами.
7. Разработан РД 153-39.0-687-10 «Инструкция по применению технологий удаления сероводорода из товарных нефтей».
8. Разработана программа по поэтапному вводу в эксплуатацию установок очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть». Технологии внедрены на 9 объектах ОАО «Татнефть» суммарной производительностью 13 млн. тонн в год.
Апробация работы. Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на молодёжных научно-практической конференциях ОАО «Татнефть» - 2004 г., 2006 г., семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» - 2007 г., семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» - 2007 г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано четырнадцать печатных работ, в т. ч. восемь статей, шесть из которых опубликованы в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ, четыре патента на изобретение и два тезиса доклада.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы из 156 наименований; изложена на 160 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц, 56 рисунков и приложения с 6 таблицами.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приводится обоснование актуальности темы, формулируются цель, задачи и основные направления исследований.
Основной объём сероводородсодержащей нефти в России добывается на месторождениях Татарстана, Башкортостана, Удмуртии, Самарской и Оренбургской областях. Приведены обоснование значимости проблемы и исходных предпосылок внедрения технологий очистки нефти от сероводорода на установках подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) ОАО «Татнефть». Суммарный объём товарной нефти, подготавливаемой на объектах ОАО «Татнефть», с массовой долей сероводорода, превышающей 100 млн"1, составляет порядка 16 млн.т/год (рисунок 1).
:ф
3
о
2 1
0 Ш-500 ЗП0-4П0 200 ЛШ >200
Массовая доля 1в нефти, млн"1
Рисунок 1 - Данные по массовой доле сероводорода в товарной нефти ОАО «Татнефть» с учётом объёмов её сдачи
Учитывая масштабность проблемы для ОАО «Татнефть», актуальной является задача совершенствования технологий очистки нефти от сероводорода с целью снижения затрат, связанных с её промысловой подготовкой.
В первой главе приведён обзор научно-технической литературы по методам удаления сероводорода из нефти. Показано, что эти методы можно разделить на химические, физические и комбинированные (рисунок 2).
Рисунок 2 - Методы удаления сероводорода из нефти
Химические методы очистки нефти базируются на нейтрализации и/или связывании сероводорода химическими веществами и реагентами с образованием менее агрессивных продуктов их взаимодействия. К физическим методам относятся сепарация, отдувка сероводорода газом и ректификация нефти. Комбинированные сочетают использование физических и химических методов.
Проблема удаления сероводорода из нефти является обширной и большой вклад в её решение внесли крупные учёные и известные исследователи: Баймухаметов М.К., Вильданов А.Ф., Гарифуллин P.M., Григорян Л.Г., Кас-парьянц К.С., Лесухин С.П., Низамов K.P., Мавлютова М.З., Мазгаров A.M., Мурзагильдин З.Г., Мухаметшин М.М., Петров A.A., Позднышев Г.Н., Са-хабутдинов Р.З., Соколов А.Г., Тронов В.П., Фахриев A.M., Шайдуллин Ф.Д., Шакиров Ф.Г., Шаталов А.Н., Ширеев А.И., Mains G., Sitting М. и другие.
Показано, что для нейтрализации сероводорода в нефти возможно использование различных химических веществ и их композиций, наибольшее распространение из которых получили составы на основе формальдегида и аминов. Преимуществом использования реагентов-нейтрализаторов сероводорода является низкие капитальные вложения, недостатком - высокие эксплуа-
тационные затраты. Известен окислительный способ очистки нефти от сероводорода кислородом до элементной серы в присутствии водно-щелочного раствора фтапоцианинового катализатора (КТК). Преимуществом данного процесса является низкие эксплуатационные затраты, недостатком - сложность аппаратурного оформления и, как следствие, высокие капитальные вложения. Существующее многообразие химических методов удаления сероводорода из нефти, основными из которых являются нейтрализация реагентами и прямое его окисление кислородом, предопределяет необходимость более детального исследования с целью оптимизации их применения.
Физические методы основаны на использовании различных технологических операций, направленных на интенсификацию процесса десорбции сероводорода из нефти, а именно, многоступенчатая сепарация с подачей углеводородного газа в подводящий нефтепровод сепаратора, его удаление в поле центробежных сил и с использованием насосно-эжекторной установки, отдув-ка в десорбционной колонне, ректификация. Показано, что мероприятия, направленные на интенсификацию удаления сероводорода из нефти путём сепарации при повышенной температуре и подачи газа в подводящий нефтепровод сепаратора, приводят к значительному снижению её выхода. Проведение ректификации на объектах подготовки нефти ограничивается высокими капитальными затратами. Оптимальной технологией очистки нефти от сероводорода является его отдувка углеводородным газом в десорбционной колонне. Рассмотрены комбинированные методы, представляющие сочетание физических и химических способов при оптимальных параметрах их использования.
На примере схемы сбора и подготовки нефти, добываемой НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть», показано, что основная доля сероводорода - 55 % от общего его количества переходит в состав газа сепарации, 12 % - остаётся в пластовой воде, 33 % - в составе товарной нефти. Поэтому технологическую операцию по очистке нефти от сероводорода целесообразно осуществлять на конечных стадиях её подготовки.
Для оптимизации затрат использован дифференцированный подход к решению проблемы очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть» в зависимости от следующих условий:
- объёмов подготовки нефти;
- массовой доли сероводорода в нефти;
- наличия вблизи УПВСН газа, не содержащего сероводород;
- наличия системы газосбора и возможности транспорта повышенных объёмов сероводородсодержащего газа до установки сероочистки.
Учитывая высокие эксплуатационные затраты, которые прямо пропорциональны концентрации сероводорода в товарной нефти и стоимости реагентов, технологию нейтрализации целесообразно использовать на объектах с незначительной массовой долей - менее 200-250 млн"1. При высокой концентрации сероводорода в нефти наиболее оптимальным является использование технологий его отдувки в десорбционной колонне газом и прямого окисления кислородом. При наличии вблизи УПВСН бессероводородного газа и свободной пропускной способности системы газосбора целесообразно использование отдувки сероводорода из нефти в десорбционной колонне, в противном случае оптимальным является применение технологии прямого окисления кислородом.
На основании дифференцированного подхода разработана программа, предусматривающая реализацию технологий очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть». В частности, на УПН НГДУ «Бавлынефть» массовая доля сероводорода в товарной нефти находится на уровне 200-220 млн"', что предопределяет целесообразность использования технологии нейтрализации его реагентами. На УПВСН «Кутема» вследствие отсутствия системы газосбора и высокой массовой доли сероводорода в нефти, равной 450 млн"', оптимальным является применение технологии прямого окисления кислородом в присутствии водно-аммиачного раствора фталоцианинового катализатора. На всех остальных объектах ОАО «Татнефть», за исключением УПВСН «Андре-евка» и Ново-Суксинской УПВСН, имеется система газосбора и массовая доля сероводорода в нефти находится в диапазоне от 270 до 550 млн"', что предопределило целесообразность использования технологии отдувки сероводорода из нефти углеводородным газом в десорбционной колонне.
Таким образом, для минимизации затрат, связанных с доведением качества товарной нефти до нормативных требований, возникла необходимость проведения исследований физических и химических методов с последующим совершенствованием на их основе технологий её очистки от сероводорода.
Во второй главе приведены результаты лабораторных исследований различных реагентов-нейтрализаторов сероводорода. Эффективность процесса нейтрализации сероводорода реагентами определяется скоростью химических реакций, которые зависят от степени диспергирования нейтрализаторов в объёме нефти, её температуры, концентрации веществ и других факторов. Для обеспечения максимально возможного диспергирования реагентов-нейтрализаторов в нефти разработаны и опробованы различные технические решения. На объектах ОАО «Татнефть» реализована подача реагента в нефть: через диспергирующую форсунку перед смесителем, во всасывающую линию непосредственно перед насосом, а также в часть её потока - на приём дополнительного центробежного насоса малой мощности, выполняющего функцию диспергатора, с последующим смешением обработанного нефтяного потока с основным объёмом. Температура процесса нейтрализации сероводорода реагентами определяется условиями подготовки нефти на УПВСН, которая для объектов ОАО «Татнефть» составляет 40-60 °С.
Исследованиями установлено, что наиболее эффективными реагентами для очистки нефтей Татарстана от сероводорода с точки зрения минимизации их расхода и времени взаимодействия являются композиции на основе аминов с формальдегидом. Наиболее эффективным в настоящее время является реагент Десульфон-СНПХ-1200 (рисунок 3). Поэтому, дальнейшие исследования проводились именно с ним. Установлено, что необходимое время взаимодействия реагентов-нейтрализаторов с сероводородом составляет 3-5 часов (рисунок 4).
Рисунок 3 - Зависимость удельного расхода реагентов от исходной массовой доли сероводорода в нефти (конечная - 50 млн"')
Рисунок 4 - Зависимость массовой доли сероводорода от времени его контакта с реагентами при удельном расходе 1,3 кг/т
Исследованиями впервые выявлено влияние продуктов взаимодействия сероводорода с реагентами-нейтрализаторами на основе ами-но-формальдегидных композиций на точку эквивалентности химической реакции, лежащей в основе методики определения концентрации хлористых солей в нефти по ГОСТ 21534-76, проявляющееся в завышении результатов, а в ряде случаев отсутствии возможности их получения. Подобное влияние оказывают и продукты окисления сероводорода с кислородом в водно-
щелочной среде в присутствии фталоцианинового катализатора. Проблемы с мнимым увеличением концентрации хлористых солей в нефти при проведении анализа титрованием обусловлены склонностью ионов ртути к химическому взаимодействию как с хлоридами, так с продуктами реакции сероводорода с реагентами-нейтрализаторами и кислородом, что приводит к повышенному расходу титранта и, как следствие, завышенным результатам анализов.
На примере использования реагента на основе композиции моноэтано-ламина и формалина в соотношении 1:5 при снижении массовой доли сероводорода в нефти до 20 млн"' показано, что уже при удельном расходе нейтрализатора 1 кг/т концентрация мнимых хлористых солей в ней составляет 50 мг/дм3 (рисунок 5).
При нейтрализации сероводорода в нефти реагентами на водной основе зафиксировано некоторое увеличение массовой доли воды в нефти.
Улсльный рисхил рсшенш
Рисунок 5 - Зависимость концентрации солей и воды в нефти от удельного расхода реагента
Проведение нейтрализации сероводорода в товарной нефти с исходной массовой долей, превышающей 200-250 млн"1 (рисунки 3 и 5), приводит к значительному влиянию продуктов его взаимодействия с реагентами на результаты определения концентрации хлористых солей.
Экспериментально установлена возможность удаления из нефти продуктов взаимодействия сероводорода с реагентами-нейтрализаторами или
кислородом в виде мнимых хлористых солей промывкой водой. Исследования осуществлялись с нефтью плотностью 916 кг/м3 и вязкостью 130 мПа-с (20 °С), отобранной с УПВСН «Андреевка», путём подачи пресной воды в количестве от 2 до 15 % от массы пробы с последующим перемешиванием в течение 1 часа, двухчасовым отстоем при температурах 40 и 60 °С и отделе-
Рисунок 6 - Зависимость суммарной концентрации истинных и мнимых хлористых солей в нефти от массовой доли промывочной воды
Установлено, что основное количество солей удаляется из нефти при промывке пресной водой в количестве 5-7 %. Снижение суммарной концентрации истинных и мнимых хлористых солей до первой группы качества -ниже 100 мг/дм3 после очистки тяжелой нефти с исходной массовой долей сероводорода, не превышающей 300-350 млн"1, достигается однократной промывкой водой. Однократная промывка тяжёлой нефти с массовой долей сероводорода более 350-400 млн"1 не позволяет снизить суммарную концентрацию истинных и мнимых хлористых солей до нормативных значений. Исследования (рисунок 6) показали, что влияние продуктов взаимодействия сероводорода с реагентами-нейтрализаторами на результаты определения концентрации хлористых солей проявляются в большей степени, чем при окислении кислородом.
В третьей главе приведены результаты исследований физических методов удаления сероводорода из нефти. Показано, что использование горячей ступени сепарации при температуре 60 °С и давлении, близком к атмосферному, на большинстве объектов не позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти до нормативных требований. Эффективность удаления сероводорода из нефти при использовании горячей ступени сепарации не превышает 30 %.
Подача газа, не содержащего сероводород, в подводящий нефтепровод сепаратора позволяет интенсифицировать процесс его удаления из нефти. Эффективность очистки нефти (р=895 кг/м3; ц=36 мПа-с) от сероводорода с исходной массовой долей 500 млн"' при температуре 60 °С и абсолютном давлении 0,12 МПа достигает 80 %. Однако при этом значительно увеличивается убыль массы нефти вследствие частичного перехода тяжёлых углеводородов в газ, что приводит к необходимости его доподготовки - отделения конденсата.
Одним из наиболее эффективных физических методов, позволяющих снизить массовую долю сероводорода в нефти до значения ниже 100 млн"', является процесс её отдувки газом в десорбционной колонне. Основными параметрами, влияющими на эффективность удаления сероводорода из нефти, являются температура, давление в десорбционной колонне и расход отдувочного газа. Оптимизация параметров процесса отдувки сероводорода из нефти в десорбционной колонне предполагает снижение массовой доли до нормативных значений при сохранении её выхода, что подразумевает исключение перехода компонентов Сз+В в газ и, как следствие, возможных проблем, связанных с его компримированием и транспортом до газоперерабатывающего завода. На эффективность очистки нефти от сероводорода и её массовый выход существенное влияние оказывает концентрация метана, этана, азота и двуокиси углерода в составе газа, подаваемого в десорбционную колонну. Увеличение доли указанных компонентов при определенных условиях приводит к повышению эффективности очистки нефти от сероводорода и снижению её массового выхода вследствие перехода компонентов Сз+В в состав газа отдувки. Причём при отдувке сероводорода из нефти метаном и азотом убыль её массы имеет близкие максимальные значения, углекислым газом - занимает промежуточное значение между метаном и этаном. Использование в качестве отдувочного газа
пропана даже при максимальной температуре 60 °С и минимальном абсолютном давлении в десорбционной колонне 0.12 МПа не приводит к снижению массовой доли сероводорода в нефти ниже 100 млн"1. При этом основная доля пропана переходит в нефть, что приводит к увеличению её массового выхода.
Для оптимизации процесса отдувки разработан критерий сохранения массы нефти при её очистке от сероводорода до 95 млн"1 в зависимости от состава газа, подаваемого в десорбционную колонну. Сохранение выхода нефти возможно при выполнении следующего условия:
УсН4 + Уы: + К) • УС2Н6+ К2 • Усоз < (I)
где УСН4+Ы2 - максимальная суммарная объёмная доля метана и азота в составе отдувочного газа при сохранении массы нефти, %;
Уст, Ую Усо: и Ус2нб - объёмные доли метана, азота, двуокиси углерода и этана в составе отдувочного газа, %;
К1 и К2 - коэффициенты, характеризующие отношение максимальной суммарной концентрации азота и метана к максимальным объёмным долям этана и двуокиси углерода в смеси с Сз+В в составе отдувочного газа соответственно (К^Уснд+шАЪш; ЬС2= Усш+шА^ог).
С повышением температуры нефти и снижением давления в десорбционной колонне коэффициенты К, и К2 увеличиваются (рисунок 7), а максимальные суммарные объёмные доли метана и азота (УСн4+ш) снижаются (рисунок В).
35 40 45 50 „_ 55 60 65
1емпсратлра, (
Рисунок 7 - Зависимости коэффициентов К, и К2 от температуры нефти и абсолютного давления в колонне
50 °С Гемнература,°С
Рисунок 8 - Зависимость максимальной суммарной объёмной доли метана и азота (УСн4+ш) в составе отдувочного газа от температуры и давления
Для снижения массовой доли сероводорода в нефти ниже 100 млн" и сохранения её выхода в зависимости от доли указанных компонентов в газе, подаваемом в десорбционную колонну, осуществляется оптимизация температуры и давления.
Для предварительной оценки параметров эксплуатации десорбционной колонны на объектах ОАО «Татнефть» разработана номограмма для определения требуемого удельного расхода отдувочного газа при снижении массовой доли сероводорода в нефти с 550 до 95 млн"' в диапазоне температур её нагрева от 40 до 60 °С и давлений от 0,12 до 0,16 МПа (рисунок 9).
2 3 4 Удельный расход газа. ч7ч 1
Рисунок 9 - Номограмма для выбора параметров отдувки сероводорода в десорбционной колонне
Номограмма позволяет определить требуемый расход отдувочного газа для условий эксплуатации объектов ОАО «Татнефть».
В четвёртой главе представлены результаты промысловых испытаний технологий очистки нефти от сероводорода. Испытаниями технологии нейтрализации сероводорода реагентами в товарной нефти подтвервдено влияние продуктов их взаимодействия на точку эквивалентности химической реакции, лежащей в основе методики определения концентрации хлористых солей. При этом подача реагентов Десульфон-СНПХ-1200 и ПСВ-3401 Б в 2-3 %-ную водонефтянуго эмульсию на приём сырьевого насоса и в нефть между ступенями глубокого обезвоживания и обессоливания позволяет снизить массовую долю сероводорода ниже 100 млн"1 и устранить указанное влияние (таблица 1). При этом подача реагентов-нейтрализаторов в 2-3 % водоне-фтяную эмульсию приводит к значительному (в 1,5-2 раза) увеличению их расхода по сравнению с дозированием в товарную нефть.
Таблица 1 - Результаты испытаний реагентов-нейтрализаторов сероводорода
Объект Марка реагента Точка подачи реагента Массовая доля промы мывоч воч-ной воды, % Массовая доля Н:8, млн Концентрация хлористых солей, мг/дм Удель ный расход реагента кг/т Расходный коэф. реагента, г/г
исходная ко-неч ная
СТХУ НГДУ «Джалильнефть» Десульфон-СНПХ-1200 на приём сырьевого насоса 5 270-380 63 79 1,5 4,73
ДУПВСН НГДУ « Джал ил ьнефть» Десульфон-СНПХ-1200 1,5 310-400 37 48 0,8 2,22
Кичуйская УПВСН НГДУ «Елховнефть» ПСВ 3401-Б 10 500-600 55 66 3,6 6,61
Кама-Исмагил. УПВСН НГДУ «Лениногорск-нефть» НТ-31 0,6 250-280 37 52 1,36 5,60
УПН НГДУ «Бавлынефть» ПСВ 3401-Б 1,5 200-240 91 95 1,48 9,93
Десульфон-СНПХ-1200 50 85 0,9 5,30
Десульфон-СНПХ-1200 после ступени глубокого обезвоживания 70 52 0,74 4,35
ПСВ 3401-Б 60 70 1,0 5,56
Следовательно, оптимальным является ввод реагентов в нефтяной поток после ступени глубокого обезвоживания с последующим сбросом выделившейся водной фазы и промывкой нефти от хлористых солей и продуктов реакции на ступени обессоливания (рисунок 10).
1 - первая ступень сепарации; 2 - ступень предварительного обезвоживания; 3 - сырьевой насос; 4 - теплообменник; 5 - нагреватель; 6 - ступень глубокого обезвоживания; 7 - ёмкость узла приёма и хранения реагента; 8 - насос-дозатор; 9 - расходомер; 10 - частотный регулируемый привод; 11 - смесительное устройство; 12-отстойник; 13-ступеньобессоливания; 14-буферная ёмкость Рисунок 10 - Принципиальная схема установки подготовки нефти с привязкой узла дозирования реагентов после ступени глубокого обезвоживания
Технология нейтрализации сероводорода в нефти с подачей реагента-нейтрализатора после ступени глубокого обезвоживания реализована на УПН НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть», защищена патентом РФ 2424035.
Для указанного объекта приведена технико-экономическая оценка применения технологии нейтрализации сероводорода в нефти. За базовый принят вариант подачи реагента-нейтрализатора сероводорода в водонефтя-ную эмульсию на приём сырьевого насоса, за внедряемый - в нефть после ступени глубокого обезвоживания. Уменьшение затрат достигается за счёт снижения удельного расхода реагента Десульфон-СНПХ-1200 с 0,9 до
0,74 кг/т. Годовой экономический эффект составил 14 млн. руб.
Промысловые испытания технологии прямого окисления кислородом в присутствии водно-аммиачного раствора фталоцианинового катализатора на УПВСН «Кутема» показали, что указанный процесс позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти до нормативных значений. Одновременно исследованиями подтверждено влияние продуктов взаимодействия кислорода с сероводородом на протекание химических реакций при определении концентрации хлористых солей. Промысловыми испытаниями установлена возможность исключения указанного влияния путём отмывки указанных продуктов реакции пресной водой. Оптимальным вариантом, позволяющим устранить указанное влияние продуктов реакции кислорода с сероводородом, является проведение промывки нефти пресной водой на ступени обессоливания (рисунок 11).
1 - блок сепарации, нагрева и глубокого обезвоживания; 2 - буферная ёмкость; 3,9 - насос; 4 - реактор; 5 - сепаратор; 6 - электродегидратор; 7 - сепаратор КСУ; 8 - резервуар
Рисунок 11 - Принципиальная схема размещения установки прямого окисления сероводорода кислородом после ступени глубокого обезвоживания
Промысловыми испытаниями технологии отдувки сероводорода из нефти углеводородным газом в десорбционной колонне показана возможность снижения его массовой доли до требуемых значений (таблица 2).
Таблица 2 - Результаты испытаний технологии отдувки сероводорода из нефти
Наименование объекта Температура нефти, "С Абсолютное давление в колонне, МПа Удельный расход газа, м /м Массовая доля Н^З, млн"1 Эффективность, %
до колонны после колонны
МЦПС НГДУ «Альметъевнефть» 52 0.15 4,0 550 90 84
УПВСН НГДУ «Ямашнефть» 60 0,16 3.5 450 85 81
Кичуйская УПВСН НГДУ «Елховнефть» 58 0,13 2,2 482 93 81
Сулеевская ТХУ НГДУ «Джалильнефть» 40 0.11 3.5 370 87 76
Акташская УПВСН НГДУ «Елховнефть» 49 0,13 4,0 360 95 74
Кама-Исмагиловская УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» 47 0,15 4,0 280 96 66
Куакбашская УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» 54 0,12 3,1 500 91 80
Установлено, что на объектах ОАО «Татнефть» при отдувке сероводорода из нефти до 95 млн"1 сохранение её массового выхода, учитывая компонентный состав газа, подаваемого в десорбционную колонну, возможно только на Акташской УПВСН и Кама-Исмагиловской УПВСН при температуре не выше 40 °С и абсолютном давлении не ниже 0,13 МПа. Для сохранения выхода нефти целесообразно совмещать отдувку сероводорода в десорб-ционной колонне до определенного значения, определяющегося технико-экономическими показателями, с последующей нейтрализацией реагентами
Рисунок 12 - Зависимость убыли массы нефти от остаточной массовой доли сероводорода
Разработана комплексная технология, включающая отдувку сероводорода из нефти углеводородным газом в десорбциопной колонне с последующей нейтрализацией реагентами (рисунок 13).
Углеводородный
1 - десорбционная колонна; 2-охладитель; 3 - конденсатосборник, 4 - сепаратор; 5 - дозировочные насосы; 6 - ёмкость хранения реагента; 7-товарный насос; 8-насос откачки конденсата Рисунок 13- Комплексная технология очистки нефти от сероводорода
Комплексную технологию целесообразно использовать преимущественно для глубокой очистки нефти от сероводорода. Технология защищена патентом РФ 2305123, разработан РД 153-39.0-687-10 «Инструкция по применению технологий удаления сероводорода из товарных нефтей».
Технологии очистки нефти от сероводорода внедрены на 9 объектах ОАО «Татнефть» суммарной производительностью 13 млн. тонн в год. От внедрения технологий очистки нефти от сероводорода в 2010 году экономический эффект составил 260,8 млн. руб.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Проведён анализ сложившейся инфраструктуры объектов нефтегазо-сбора, методов удаления сероводорода из нефти, определена его массовая доля на объектах подготовки. Показано, что для оптимизации затрат на очистку нефти от сероводорода на УПВСН ОАО «Татнефть» целесообразен дифференцированный подход, учитывающий условия эффективного применения технологий.
2. Исследованиями установлено, что наиболее эффективными реагентами-нейтрализаторами для очистки нефтей Татарстана от сероводорода являются композиции на основе формальдегида и аминов.
3. Впервые установлено, что при нейтрализации сероводорода реагентами на основе амино-формальдегидных композиций и окислении кислородом образующие в виде мнимых хлористых солей продукты их взаимодействия оказывают влияние на точку эквивалентности химической реакции, лежащей в основе методики определения концентрации хлористых солей.
4. Снижение суммарной концентрации истинных и мнимых хлористых солей до первой группы качества по ГОСТ Р 51858-2002 после очистки тяжелой нефти плотностью 916 кг/м3 при температуре 60 °С с исходной массовой долей сероводорода, не превышающей 300-350 млн"1, достигается однократной промывкой водой в количестве 5-7 %.
5. Разработана технология очистки нефти от сероводорода с подачей реагентов-нейтрализаторов после ступени глубокого обезвоживания (патент № 2424035). При этом удаление продуктов взаимодействия реагентов с сероводородом осуществляется промывкой нефти пресной водой на ступени обессоливания.
6. Показано, что технология прямого окисления сероводорода в тяжёлых нефтях кислородом в присутствии водно-аммиачного раствора фталоцианино-вого катализатора позволяет снизить массовую долю сероводорода в ней до
нормативных значений. При этом влияние продуктов взаимодействия сероводорода с кислородом на результаты определения концентрации хлористых солей в нефти проявляется в меньшей степени, чем при нейтрализации реагентами. Установлена возможность отмывки продуктов взаимодействия сероводорода с кислородом пресной водой на ступени обессоливания.
7. Разработан критерий сохранения массы нефти при её очистке от сероводорода в десорбционной колонне в зависимости от основных параметров и состава отдувочного газа.
8. Показано, что для минимизации убыли массы нефти целесообразно сочетать отдувку в десорбционной колонне с последующим доведением массовой доли сероводорода до нормативных значений реагентами-нейтрализаторами. Разработана комплексная технология очистки нефти от сероводорода, совмещающая её отдувку в десорбционной колонне с последующей нейтрализацией реагентами (патент № 2305123).
9. Разработан РД 153-39.0-687-10 «Инструкция по применению технологий удаления сероводорода из товарных нефтей».
10. Технологии очистки нефти от сероводорода внедрены на девяти объектах ОАО «Татнефть» суммарной производительностью 13 млн. тонн в год с годовым экономическим эффектом в размере 260,8 млн. руб.
Основное положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Шипилов, Д.Д. Технологии очистки нефти от сероводорода [Текст] / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов, P.P. Му-хаметгалеев // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №7. - С.82-85.
2. Шипилов, Д.Д. Исследование эффективности нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами [Текст] / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов, A.A. Ануфриев // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №7. - С.66-69.
3. Шипилов, Д.Д. Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода отдувкой в десорбционной колонне [Текст] / Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, Л.М. Калинина // Нефтепромысловое дело. - 2010. - №11. - С. 53-57.
4. Шипилов, Д.Д., Исследования по устранению влияния реагентов-нейтрализаторов сероводорода на качество подготавливаемой нефти [Текст] / А.Н. Шаталов, Д.Д. Шипилов, Р.З. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, Н.С. Профатилова // Технологии нефти и газа. - 2010. - №4. - С. 19-23.
5. Шипилов, Д.Д. Условия применимости технологии очистки нефти от сероводорода методом отдувки [Текст] / Р.З. Сахабутдинов, Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин // Технологии нефти и газа. -2007-№4. - С. 3-9.
6. Шипилов, Д.Д. Решение проблемы удаления сероводорода из товарной нефти в ОАО «Татнефть» [Текст] / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов, A.B. Большаков, P.P. Мухаметгалеев II Технологии нефти и газа. -2007. - №2. - С.13-18.
7. Пат. 2316377 Российская Федерация, МП К В01 D19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти [Текст] / Сахабутдинов Р.З., Шипилов Д.Д., Шаталов А.Н., Гарифуллин P.M.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»; опубл. 10.02.2008, Бюл. № 4.
8. Пат. 2305123 Российская Федерация, МПК C10G29/20, В01 D19/00, B01D53/52. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти [Текст] / Са-хабутдинов Р.З., Шаталов А.Н., Шипилов Д.Д., Гарифуллин P.M.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»; опубл. 08.27.2007, Бюл. № 24.
9. Пат. 2412740 Российская Федерация, МПК В01 D19/00. Установка подготовки сероводородсодержащей нефти [Текст] / Шаталов А.Н., Гарифуллин P.M., Сахабутдинов Р.З., Шипилов Д.Д.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»; опубл. 27.02.2011, Бюл. № 6.
10. Пат. 2424035 Российская Федерация, МПК В01 D19/00, C10G29/00. Установка подготовки сероводородсодержащей нефти [Текст] / Шаталов А.Н., Сахабутдинов Р.З., Гарифуллин P.M., Шипилов Д.Д. [и др.]; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»; опубл. 20.07.2011, Бюл. № 20.
11. Шипилов, Д.Д. Исследование эффективности промывки при использовании метода каталитического окисления сероводорода в нефти [Текст] / Д.Д. Шипилов, P.M. Гарифуллин, Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, А.З. Мингазова, Н.В. Антонова // Сборник научных трудов «ТатНИПИнефть». Выпуск MLXXVIII - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2010. - С. 302-309.
12. Шипилов, Д.Д. Перспективы и оценка возможности использования физических методов удаления сероводорода из нефти [Текст] // Сборник тезисов докладов молодёжной научно-практической конференции, посвященной 50-летию института «ТатНИПИнефть» Н Т. II - Бугульма. - 2006. - С.157-158.
13. Шипилов, Д.Д. Опыт использования химических методов очистки нефти от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть» [Текст] / А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов, Р.З. Сахабутдинов // Сборник науч. тр. ТатНИПИнефть. - 2009. - С. 371-384.
14. Шипилов, Д.Д. Исследование физических методов удаления сероводорода из нефти [Текст] / A.B. Филлипов, A.B. Большаков, Д.Д. Шипилов Сборник тезисов докладов молодёжной научно-практической конференции, посвященной 45-летию НГДУ «Джалильнефть», Т. II. - Джалиль: НГДУ «Джалильнефть». - 2004. - С.111-112.
Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на Xerox WC 5655 тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 19.08.2011 г. Заказ №1908111 Тираж 100 экз.
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шипилов, Дмитрий Дмитриевич
1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДА ИЗ НЕФТИ.
1.1 Химические методы удаления сероводорода из нефти.
1.2 Физические методы удаления сероводорода из нефти.
1.3 Комбинированные методы удаления сероводорода из нефти.
1.4 Особенности распределения сероводорода между фазами продукции скважин: нефтью, газом и водой.
1.5 Дифференцированный подход к решению проблемы очистки нефти от сероводорода.
Выводы по главе 1.
2 ИССЛЕДОВАНИЯ ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДА ИЗ НЕФТИ. ^
2.1 Исследование эффективности нейтрализации сероводорода в нефти реагентами.
2.2 Исследования по устранению влияния реагентов-нейтрализаторов и кислорода при очистке нефти от сероводорода на показатели её качества 55 Выводы по главе -2.
3 ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДА ИЗ НЕФТИ.
3.1 Исследования по влиянию температуры и давления на эффективность удаления сероводорода из нефти.
3.2 Исследования по удалению сероводорода из нефти с использованием эжектора и гидроциклона.
3.3 Исследования по очистке нефти от сероводорода методом отдувки.
3.4 Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода отдувкой в десорбционной колонне.
3.5 Исследования по влиянию состава отдувочного газа на выбор основных параметров удаления сероводорода из нефти в десорбционной колонне
Выводы по главе 3.
4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ
СЕРОВОДОРОДА НА УСТАНОВКАХ ЕЁ ПОДГОТОВКИ.
4.1 Совершенствование технологии нейтрализации сероводорода в нефти реагентами.
4.2 Совершенствование технологии удаления сероводорода из нефти прямым окислением сероводорода кислородом.
4.3 Комплексная технология очистки нефти от сероводорода.
4.4 Технико-экономическая оценка эффективности технологий очистки нефти от сероводорода.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода на промысловых объектах"
Всевозрастающая потребность в нефтепродуктах как энергоресурсах при снижении объёмов добычи девонских нефтей привела к необходимости вовлечения в разработку все большего количества нефтяных месторождений карбона. Проблема очистки нефти от сероводорода на нефтяных промыслах России является? актуальной) в. связи с введением в действие требований? ГОСТ Р 51858-2002, ограничивающих сдачу товарной нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» с массовой; долей сероводорода; превышающей 100 млн"1. Жри: подготовке: нефти : к дальнейшему транспорту в странах Ближнего и Среднего Востока; массовая доля сероводорода в
Л' ней не должна превышать (в мг/дм ): Абу-Даби 70, Ливия — около Г, Иран (легкая; нефть) • около 10, Иран (тяжелая) - менее 70, Ирак — не более 20 [1 ].
Введение ограничений по остаточной: массовой: доле сероводорода, в сдаваемой нефти в России, в основном, обусловлено его высокой коррозионной активностью при хранении и транспорте по системе трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» [2], которые имеют достаточно солидный «возраст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7 %, от 20 до 30 лет - 29 %, свыше 30 лет — 25,3 % [3]. Транспорт и хранение сероводородсодержащей нефти; сопровождается протеканием сероводородной коррозии нефтепроводов и резервуаров, что приводит к снижению их срока эксплуатации: Интенсивность сероводородной; коррозии существенно возрастает при увеличениишарциального^ давления сероводорода' в среде:свыше 1,62-2,0 кПа [1]. При давлении, близком к атмосферному, ориентировочно концентрация сероводорода в- нефти при указанном диапазоне парциального его давления составляет 101-120 мг/дм (110-130 млн"1). Ужесточение требований по остаточной концентрации сероводорода: в: сдаваемой нефти также связанно с необходимостью улучшения1 экологической обстановки в процессе её промыслового сбора и транспорта.
Расчётным путём по методике ВНИИТБ установлено, что для предотвращения превышения концентрации сероводорода в атмосфере рабочей зоны предельно-допустимого значения (ПДК), равного 3 мг/м , массовая его доля в нефти не должна превышать 30 мг/дм3.
В России превышение массовой доли сероводорода в товарной нефти значения 100 млн"1 характерно для Татарстана, Башкортостана, Удмуртии, Самарской и Оренбургской областей [4]. Массовая доля сероводорода в нефтях, поступающих с объектов нефтедобывающих предприятий ОАО АНК «Баш-нефть» на коммерческие узлы учёта транспортных организаций, достигает 350 млн"1. Массовая доля сероводорода в1 товарных нефтях ГШ i «Шкаповское» УДНГ «Аксаковское» составляет 200-350 млн"1, на НСП «Япрык» УДНГ «Туймазинское» - до 200 млн"1 и НСП «Алоторка» УДНГ «Уфимское» - от 90 до 250 млн"1 [5].
Превышение массовой доли сероводорода в товарной нефти, добываемой на месторождениях Удмуртии, зафиксировано на УПН «Гремиха», которая составляет порядка 250 млн"1. В Самарской и Оренбургской областях на отдельных объектах, осуществляющих сбор и подготовку не значительных объёмов нефти, массовая доля сероводорода также превышает предельно допустимое значение 100 млн"1. Например, на ДНС-215 ООО «ТНС-Развитие» после горячей ступени сепарации массовая доля сероводорода в нефти составляет 500-600 млн"1. На НПС «Отрадный» и «Нефтегорск» ОАО «Самаранефтегаз» массовая доля сероводорода в нефти на выходе с установок её подготовки составляет 235 и 145 млн"1 соответственно.
Проблема очистки нефти от сероводорода наиболее актуальна для ОАО «Татнефть» вследствие того, что в систему ОАО «АК «Транснефть» компанией осуществляется сдача порядка 16 млн. тонн в год товарной нефти с массовой долей сероводорода, превышающей 100 млн"1, что составляет более 60 % от общего объёма сдаваемой нефти. Проведённый анализ по определению массовой доли сероводорода в товарных нефтях УПВСН ОАО «Татнефть» позволил выявить объекты подготовки нефти, на которых указанный показатель качества не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51858-2002. В таблице 1 представлены данные по массовой доле сероводорода, объёмам товарных нефтей на объектах ОАО «Татнефть» и наличии газотранспортной инфраструктуры вблизи объектов подготовки нефти [6]:
Таблица 1 - Данные по массовой доле сероводорода в товарных нефтях ОАО «Татнефть», её объёмам и наличии инфраструктуры
Объект Массовая доля H2S, млн"1 Наличие системы газосбора Объем нефти, млн. т/год
Ямашская УПВСН НГДУ «Ямашнефть» («ЯН») 450 имеется 2,19
Миннибаевский ЦПС НГДУ «Альметьевнефть» («АН») 500 0,75
Кама-Исмагиловская УПВСН НГДУ «Лениногрскнефть» («JTH») 270 0,69
Кичуйская УПВСН НГДУ «Елховнефть» («ЕН») 550 1,41
Акташская УПВСН НГДУ «Елховнефть» 300 1,64
Дюсюмовская УПВСН НГДУ «Джалильнефть» («ДН») 400 1,10
Сулеевская ТХУ НГДУ «Джалильнефть» 300 0,55
Куакбашская УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» 450 1,10
УПН НГДУ «Бавлынефть» («БН») 220 1,83
УПВСН «Андреевка» НГДУ «Нурлатнефть» («НН») 500 отсутствует 2,56
УПВСН «Кутема» НГДУ «Нурлатнефть» 450 1,83
Ново-Суксинская УПВСН НГДУ «Прикамнефть» (ПН) 70 1,80
Итого 17,45
Видно, что массовая доля сероводорода в товарных нефтях на объектах ОАО «Татнефть» находится в пределах от 70 до 550 млн"1.
При этом суммарная доля товарной нефти, сдаваемой в систему «АК «Транснефть», с массовой долей сероводорода, превышающей 400 млн"1, составляет порядка 60 % от общего количества сероводородсодержащей нефти (рисунок 1).
500
200
400-500 300-400 200-300 Массовая доля Н28 в нефти, млн 1
Рисунок 1 - Данные по массовой доле сероводорода в товарной нефти ОАО «Татнефть» с учётом объёмов её сдачи
Целью диссертационной работы является повышение качества товарной нефти по массовой доле сероводорода путём совершенствования технологий её очистки на промысловых объектах с минимальными затратами.
В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шипилов, Дмитрий Дмитриевич
Выводы по главе 3
1. Использование горячей ступени сепарации на большинстве объектов ОАО «Татнефть» не позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти до нормативных требований. Эффективность очистки нефти от сероводорода при использовании горячей ступени сепарации не превышает 30 %.
2. Эжекторы и гидроциклоны целесообразно использовать в качестве аппаратов для интенсификации очистки нефти от сероводорода с высокой его массовой долей (300 млн"1 и выше).
3. Отдувка нефти путём подачи углеводородного газа в подводящий нефтепровод сепаратора позволяет интенсифицировать процесс удаления сероводорода. Эффективность очистки нефти от сероводорода при температуре 60 °С и абсолютном давлении 0,12 МПа достигает 80-%. При этом убыль массьг нефти составляет 2 %, что приводит к необходимости дополнительной доподготовки газа - отделения.из него конденсата.
4. Отдувка сероводорода из нефти в десорбционной колонне газом, не содержащим сероводород, позволяет довести её качество до требований ГОСГР'51858-2002. Снижение количества конденсата при транспорте газа отдувки до установки сероочистки возможно при его охлаждении после ком-примирования на КС при* УПВСН для* условий Татарстана в зимний период до температуры порядка-5 °С, в летний,- до 15 °С с последующим отделением конденсата на КС.
5. Выявлены максимальные значения объёмных долей метана, этана, азота и двуокиси.углерода в составе отдувочного газа, при которых сохраняется масса нефти.
6. Разработан критерий сохранения массы нефти при очистке от сероводорода в десорбционной колонне до 95 млн"1 в зависимости от основных параметров и состава отдувочного газа.
7. Для сохранения массы нефти процесс её очистки от сероводорода-в десорбционной колонне на объектах ОАО «Татнефть» целесообразно проводить при- минимально возможной температуре и повышенном давлении, обеспечивающих снижение массовой доли сероводорода ниже 100 млн"1, а также транспорт и утилизацию газа отдувки.
4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА НА УСТАНОВКАХ ЕЁ ПОДГОТОВКИ
4.1 Совершенствование технологии нейтрализации сероводорода в нефти реагентами
Использование реагентов-нейтрализаторов для очистки нефти от сероводорода требует решения ряда задач, связанных с выбором оптимальной точки их подачи в технологической цепочке подготовки нефти, способа и технических средств дозирования, определение условий применимости с точки зрения влияния на показатели качества нефти. Метод очистки нефти от сероводорода реагентами на промысловых объектах Татарстана реализован в виде схемы [140, 141], представленной на рисунке 4.1.1 и положенной в основу типового проекта (Приложение Б).
1 - ёмкость для приёма реагентов, 2 — погружной насос, 3 — ёмкость для хранения реагентов, 4 — блок насосов дозаторов, 5 — фильтр, 6 — воздушный колокол Рисунок 4.1.1 — Схема узла дозирования химических реагентов
Из. автоцистерн реагент сливается в подземную ёмкость 1, из которой погружным насосом 2 закачивается в наземную ёмкость для его хранения 3. Из ёмкости 3 реагент поступает в блок насосов-дозаторов 4, оснащенный фильтрами 5 и воздушным колоколом для гашения пульсаций давления 6. Насос-дозатор подает реагент в трубопровод товарной нефти. При смешении реагента с товарной нефтью происходит взаимодействие реагента с сероводородом, находящимся в нефти, далее смесь поступает в буферные ёмкости. па свечу рассеивания неф^гь на очистку нефтьобработанная реагентом.
Время реакции должно составлять не менее 3-5 часов. Из буферных емкостей очищенная от сероводорода нефть поступает на узел учета. Ввод реагента в нефтяной поток для лучшего смешения с нефтью и взаимодействия с сернистыми компонентами нефти должен происходить с максимально возможным диспергированием подаваемой фазы. Технически этот вопрос решён двумя способами: ввод реагента через диспергирующую форсунку и его подача во всасывающую линию непосредственно перед насосом, при этом перемешивание реагента с нефтью до однородного состояния осуществляется с помощью рабочего колеса насоса.
Ввод реагента и его диспергирование с помощью насоса особых сложностей не представляет, в то время как ввод с помощью форсунки требует точного расчёта и подбора выпускного отверстия, тщательной фильтрации подаваемого реагента от механических примесей, контроля над повышением давления и, как следствие, установки дополнительных резервных форсунок, электроконтактных манометров и фильтров для повышения надежности и стабильности его подачи. В зависимости от расхода реагента количество отверстий в форсунке может быть любым - от одного до нескольких. Для эффективного протекания процесса нейтрализации сероводорода в нефти необходимо интенсивное диспергирование и равномерное распределение реагента в объеме нефти. Поэтому отверстия в трубке должны быть такого диаметра, чтобы при подаче реагента обеспечивался перепад давления на форсунке не менее 0,1 МПа. Промысловые испытания показывают, что при перепаде давления с меньшим значением ввод реагента в поток осуществляется без необходимого дробления'струи реагента на капли, что не обеспечивает эффективного распределения его в объёме нефти. В то же время отверстия в форсунке должны иметь диаметр, исключающий их забивание мельчайшими частицами механических примесей, которые могут находиться в реагенте. Как показывают промысловые исследования, в большинстве случаев достаточно одного отверстия диаметром 0,8-1,5 мм при исходной массовой доле сероводорода в нефти в интервале 250-650 млн"1, которое расположено в центре и направлено навстречу нефтяного потока, что позволяет подавать реагент в область потока, где скорость его наибольшая для обеспечения равномерного перераспределения в объеме нефти. Для дополнительного смешения диспергированного в локальном объёме нефти реагента с остальным её объёмом внутри трубы установлен статический смеситель в виде шнека.
Подача реагента насосом-дозатором непосредственно на приём насоса перекачки нефти, с помощью которого осуществляется его диспергирование, приводит к перерасходу нейтрализатора, т.к. реагент, хранящийся в ёмкости, даже во время обратного хода поршня насоса-дозатора продолжает поступать через остающиеся открытыми за счёт перепада давления клапаны и за счёт этого объём жидкости, проходящей через насос-дозатор, увеличивается до полутора раз. Эта проблема решается установкой на выкидной трубопровод насоса-дозатора гасителя пульсаций давления (депульсатора), а также диафрагмы, создающей противодавление, не позволяющее жидкости свободно протекать через клапаны насоса-дозатора [142-144].
Для определения возможности промывки из нефти продуктов взаимодействия реагента с сероводородом проведены промысловые испытания на Сулеевской ТХУ (СТХУ) НГДУ «Джалильнефть», Кичуйской УПВСН НГДУ «Елховнефть», УПН НГДУ «Бавлынефть» и Кама-Исмагиловской УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть» [145].
Продукция скважин поступает на СТХУ (массовая доля сероводорода изменяется от 270 млн"1 до 380 млн"1) в резервуар предварительного сброса воды типа РВС и далее сырьевым насосом откачивается на ступень глубокой подготовки нефти, где последовательно проходит теплообменники, пароподогреватели, отстойники, шаровые отстойники и направляется в два последовательно расположенных товарных резервуара РВС (рисунок 4.1.2). Первоначально на СТХУ реагент с удельным расходом 0,73 кг/т подавался в поток нефти перед шаровыми отстойниками, и через 10-12 часов нефть поступала в резервуар РВС № 10, куда поступала также нефть с Дюсюмовской УПВСН (ДУПВСН). газ на КС-11
Рисунок 4.1.2- Технологическая схема сбора и подготовки нефти на СТХУ
1 — сепараторы; 2 — сырьевой резервуар; 3> — сырьевые насосы; 4 —паровой теплообменник ТВТ; 5 - отстойники; 6 - электородегидраторы; 7 — шаровые отстойники; 8 - теплообменники; 9 — узел дозирования реагента-нейтрализатора; 10 — технологический резервуар; 11 — товарный резервуар; 12 - товарный насос; 13 — узел учёта № 219; 14 — водяные резервуары; 15 — насос
На ДУПВСН реагент в количестве 0,8 кг/т подавался в подготовленную нефть на приём насосов её откачки на СТХУ и взаимодействие его с сероводородом осуществлялось в нефтепроводе влечение порядка 9 часов. Смесь нефтей после РВС № 10 перетекала в резервуар РВС №11, откуда насосами откачивалась через СИКН № 219 на объединенный узел учета нефти( СИКН№ <224 НГДУ «Альметьевнефть».
Одним из недостатков нейтрализаторов на основе формальдегида и аминов является их влияние на результаты определения концентрации хлористых солей в нефти. При проводимых испытаниях достигнуто кратковременное снижение массовой доли сероводорода в нефти до 52'млн"1. В связи с появлением завышенных результатов анализа хлористых солей было принято решение с переносе точки подачи реагента на СТХУ на приём насоса откачки сырой нефти из резервуара РВС № 2 и подаче нефти с ДУПВСН в линию перед шаровым отстойником с целью организации отмывки продуктов реакций, мешающих правильному определению концентрации хлористых солей. Удельный расход реагента был увеличен до 1,5 кг/т, так как массовая доля воды в нефти в точке его подачи составляла 3 %. При этом пресная промывочная вода подавалась в двух точках: в нефтепровод перед шаровыми отстойниками в объеме 1,5 % и перед электродегидраторами в объеме 5 % от объема нефти. Вода, выделившаяся в шаровом отстойнике, возвращалась в начало процесса подготовки нефти.
Изменения, внесенные в технологическую схему, позволили получить положительные результаты по снижению массовой доли сероводорода в нефти на СТХУ и ДУПВСН до норм по ГОСТ Р 51858-2002 к виду 2 (рисунок 4.1.3). При этом результаты анализа нефтей по концентрации хлористых солей и массовой доле воды не превышали допустимых значений. Следует отметить, что подача реагента в обводненную нефть вызывает ощутимый перерасход реагента. Так, на Сулеевской ТХУ потребовалась подача его в количестве 1,5 кг/т вместо 0,73 кг/т при очистке товарной нефти. п »0 :* | 100 | 90 5
§ § & «
80 70
15 60 § р
50 40
8 * & &
8 £ ? й 30
20 10 0 2
§
2 & I! а
Я 3 л і 'А Массовая доля сероводорода на СТХУ А.Массовая доля сероводорода на ДУПВСН • Конценграция хлористых солей на СТХУ ■ ■ Концентрация хлористых солей на ДУПВСН X •
А А
• ▲ •
А ♦ о о I о о в о І © © © о © © © о © о © © § © О © ©
Ж м « © © ТГ ж (Ч 45 © о •а ж N ж N зо Ж ж —™ м 30 ж ж ж ж ас © © © ж 90 ж © г © © о-' Ж о*" © о? о © в* о*' © © © о* © § (Ч о о^ © © о © © в в в о © © © © © N N «ч
Дата, время
Рисунок 4.1.3 - Результаты промысловых испытаний реагента Десульфон -СНПХ-1200 на объектах НГДУ «Джалильнефть»
Применение отмывки продуктов реакции пресной промывочной водой для нефти СТХУ на ступени обессоливания, а нефти ДУПВСН перед шаровыми отстойниками в объеме около 1,5 % позволило минимизировать влияние реагента на ход химического процесса при анализе определения хлористых солей и уложиться в нормы.
Промысловые испытания реагента ПСВ 3401-Б проводились на Кичуи-ской УПВСН НГДУ «Елховнефть». Принимая во внимание результаты лабораторных и промысловых исследований на разных объектах и учитывая значительную концентрацию сероводорода на Кичуйской УПВСН (массовая доля сероводорода составляет от 500 млн"1 до 600 млн"1), реагент в количестве 3,6 кг/т подавался на приём сырьевого насоса откачки сырой нефти, которая с обводненностью менее 3 % поступала из резервуара РВС на два параллельно работающих блока подготовки, откуда далее направлялась в резервуар
РВС
Блок подготовки нефти включает в себя последовательно расположенные отстойники и электродегидраторы. Перед электродегидраторами осуществлялась подача пресной промывочной воды в объеме около 10 % от объема нефти, что способствовало устранению мешающего воздействия продуктов реакции сероводорода с реагентом при определении концентрации хлористых солей. Возврат дренажей с отстойников и электродегидраторов в смеси с реагентом ПСВ 3401-Б, сравнимый с объёмом товарной нефти, в начало процесса подготовки нефти способствовал постепенному уменьшению массовой доли сероводорода в точке подачи реагента до 380 млн"1. Через двое суток после начала подачи нейтрализатора массовая доля сероводорода снизилась до требуемого значения 100 млн-1 (рисунок 4.1.4). 600
550 | J 500 я §450 §*400 | £ 350 S-O300
I !250 а
Ц200
II150 " § 100
50 0 я s ♦ массовая доля сероводорода в точа» подачи реагеята ■ массовая ладя сероводорода пос ле блоков подготовка яефтя А кояяуятрадяя чор«аш соля* яа СИКП
§ § § S § § 8 sis
§ § s s i s ежэеэееееоеоеооееезеоозееееооде с e
90 ОС 00 see i- tхэсэоеееэеэеэегее»» -С nC — — — r- r^
Дата, время
Рисунок 4.1.4 - Результаты промысловых испытаний реагента ПСВ 3401— Н на Кичуйской УПВСН НГДУ «Елховнефть»
Испытания реагента НТ-31 в промысловых условиях проводились на Кама-Исмагиловской УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть». Схема подачи реагента НТ-31 аналогична выше рассмотренным испытаниям, включающим дозирование реагента на приём сырьевых насосов (удельная дозировка 1,36 кг/т) с последующей отмывкой продуктов реакции на ступени обессоливания. Массовая доля сероводорода в точке подачи реагента составляла от 250 млн"1 до 280 млн"1. После начала подачи реагента-нейтрализатора массовая доля сероводорода снизилась до 180 млн"1 за счет возврата в начало процесса сбрасываемой с отстойников и ЭДГ содержащей нейтрализатор воды. Концентрация хлористых солей в товарной нефти
•2 составляла от 48 до 52 мг/дм . Результаты испытаний реагента представлены на рисунок 4.1.5. зоо
1 250 я § с.
I 200 о л а
8 150 о 100 а б я 2
50 о о
Дата, время
Рисунок 4.1.5- Результаты промысловых испытаний реагента НТ—31 на Кама-Исмагиловской УПВСН
Видно, что подача реагента НТ-31 на приём сырьевых насосов позволила снизить массовую долю сероводорода в нефти ниже 100 млн"1 при сохранении её качества по концентрации хлористых солей.
На УПН НГДУ «Бавлынефть» проведены промышленные испытания процесса нейтрализации сероводорода в нефти с использованием реагента ПСВ 3401-Б. Целью проведения испытаний являлось определение оптимальной точки дозирования химического реагента в технологической схеме УПН, позволяющей снизить концентрации сероводорода и хлор и
1 л стых солей в товарной нефти до 100 млн" и 100 мг/дм соответственно при минимальных затратах, связанных с подготовкой нефти.
Подготовка сероводородсодержащей нефти на УПН НГДУ «Бавлы-нефть» осуществляется* на двух параллельно расположенных блоках №2 и №3. Сероводородсодержащая нефть в,количестве 5500 т/сут через два сепаратора объёмом 50 м3 поступает в резервуар предварительного обезво-живания<нефти РВС-2000, где осуществляется сброс воды. Частично обезвоженная> нефть, параллельными потоками поступает на блоки №2 и №3 одинакового аппаратурного оформления, обеспечивающие последовательное проведение следующих технологических операций: нагрева, первой ступени глубокого обезвоживания, нагрева, второй ступени глубокого обезвоживания и обессоливания. Перед второй ступенью глубокого обезвоживания, и обессоливания в нефть подаётся 1,5 % пресной промывочной* водьъот объёма, её подготовки. С отстойников и электродегидраторов осуществляется сброс дренажей с последующим их возвратом и смешением с нефтью перед РВС-2000. После проведения, процесса обессоливания осуществляется смешение потоков нефти с блоков №2 и №3. После смешения нефть через горячую ступень сепарации (2 сепаратора У=50 м3 каждый) поступает в резервуар РВС-5000.
На первом этапе проведенияшепытаний подача реагента ПСВ-3401 Б осуществлялась через форсунки в трубопроводы готовой нефти с массовой долей сероводорода 200-220 млн"1 с удельным расходом 0,8 кг/т параллельно двумя насосами-дозаторами НД 160/40, подключенными каждый в отдельности на выходы 2-го и 3-го блоков подготовки высокосернистой нефти после электродегидраторов. Нефть с реагентом принималась в резервуар РВС-5000. Взаимодействие реагента с сероводородом осуществлялось в этом резервуаре, и степень нейтрализации сероводорода определялась временем пребывания нефти в нём. Во время испытаний концентрация сероводорода определялась по ГОСТ Р 50802-95 на хроматографе Кристаллюкс-4000М, хлористых солей - по методу А ГОСТ 21534-76. Параллельно массовая доля сероводорода определялась йодометрическим титрованием по методу, разработанному в институте «ТатНИПИнефть» [146]. На данном этапе испытаний не было получено требуемого снижения массовой доли сероводорода в нефти из-за недостаточного расхода реагента. Дальнейшие испытания по данной схеме подачи реагента в нефть прекратили вследствие существенного превышения концентрации хлористых солей в товарной нефти нормативных требований.
Для устранения влияния продуктов взаимодействия реагента с сероводородом на точку эквивалентности химической реакции; лежащей в основе определения концентрации хлористых солей по методу А ГОСТ 21534-76; последующие испытания проводились путём подачи реагента в горизонтальный участок трубопровода непосредственно на приём сырьевого- насоса, откачивающего нефть с РВС-2000. При этом на ступени обессоливания осуществлялась промывка нефти пресной водой продуктов взаимодействия реагента с сероводородом. Испытания- продолжены при максимально возможном удельном расходе реагента, равном 1,48 кг/т, исходя из производительности насосов-дозаторов. Подача реагента ПСВ-3401 Б на приём сырьевого насоса, откачивающего нефть с резервуара предварительного обезвоживания нефти РВС-2000, в количестве 1,48 кг/т позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти ниже 100 млн"1. Стабильных результатов по устранению указанного негативного влияния продуктов взаимодействия реагента с сероводородом не получено по причине недостаточной подачи пресной промывочной воды перед ступенью обессоливания.
Результаты испытаний технологии нейтрализации сероводорода в нефти Сулеевской ТХУ НГДУ «Джалильнефть», Кичуйской УПВСН НГДУ «Елхов-нефть» и УПН НГДУ «Бавлынефть» показали, что подача реагента-нейтрализатора на приём сырьевых насосов приводит к его перерасходу вследствие частичного перехода в состав водной фазы. Это привело к необходимости проведения дополнительных испытаний путём подачи реагента-нейтрализатора по схеме после первой ступени глубокого обезвоживания. При указанной точке подачи реагента в технологической схеме УПН НГДУ «Бавлынефть» пресная промывочная вода в количестве 1,5 % от общего объёма нефти подавалась только перед электродегидраторами. Подача реагента ПСВ 3401-Б после первой ступени глубокого обезвоживания в количестве 1,0 кг/т позволила довести качество нефти после ступени обессоливания по остаточной массовой доле серо
1 э водорода-до 60-86 млн", хлористых солей — до 70 мг/дм .
Подобные испытания- проведены с использованием-реагента* Десуль-фонгСНПХ-1200 (Приложение В): При подаче указанного реагента в нефть, после первошступени глубокого обезвоживания удельный его расход снижен-на 0;16 кг/т по'сравнению с дозированием в водонефтяную эмульсию на^приём центробежного насоса. Результаты промысловых испытаний технологии.' нейтрализации- с подачей1 реагентов-нейтрализаторов, сероводорода в 2-5 % эмульсию» на приём сырьевого насоса^ и в- нефть после ступени глубокого обезвоживания представлены в таблице 4.1.1.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шипилов, Дмитрий Дмитриевич, Бугульма
1. Лесухин, С.П. Интенсификация тепломассообменных процессов в технологии промысловой подготовки нефти на основе принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решётках Текст.: дис. . докт. техн. наук. — Самара, 2000. — 372 с.
2. Шпарбер, И.С. Низкотемпературное сероводородное разрушение сталей при переработке нефти и пути зашиты Текст. I И.С Шпарбер, А .В.трейдер: // «Эксплуатация; модернизация и; ремонт оборудования». — М: ВНИИОЭНГ,-19741-С.55-65.
3. Сахабутдинов, Р.З. Состояние и решение проблемы очистки товарных нефтей от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть» Текст. / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин // Альметьевск: Татнефть, корпоративная библиотека. С420-426.
4. Бочаров, С.В. Применение поглотителя сероводорода Asulpyer™ на производственных площадях ОАО «Комнедра» Текст. / С.В. Бочаров; С.Д. Солодов, A.A. Мухамадиев, С.В. Агниев // Нефтяное хозяйство. — 2009; — №11.- С. 142-143.
5. Медведев, А.Д. Результаты испьттанрія реагента-нейтрализатора сернистых соединений на Жанажольском газоперерабатывающем заводе Текст. /
6. А.Д. Медведев, М.М. Утегенов, Б.Б. Дусипов, С.С. Сабитов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12. - С.85-87.
7. Мурзагильдин, З.Г. Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин Текст. / З.Г. Мурзагильдин, K.P. Низамов, Н.В. Пестрецов,
8. A.A. Калимуллин // Нефтяное хозяйство. 1995. - №6. — С.35-36.
9. Пат. 2356604 Российская Федерация, МПК ВО 1 D53/14 Способ очистки углеводородной продукции от кислых примесей Текст. / заявитель Ша-кер С.И., Грицишин A.M.; патентообладатель ООО «НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК»; опубл. 27.05.2009, Бюл. № 15.
10. Черножуков, П.И. Технология переработки нефти и газа Текст., / П.И. Черножуков. М.: Химия, 1985. - Т.З. - 427 с.
11. Шайдуллин, Ф.Д. Применение нейтрализаторов, сероводорода на объектах нефтедобычи АНК «Башнефть» Текст. / Ф.Д. Шайдуллин, И.З. Де-нисламов, Г.Ш. Исланова [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2005. — №3. — С.108-109:
12. Тронов; В.П. Исследование процессов нейтрализации сероводорода в нефтяном газе ионами железа пластовой воды Текст. / В.П. Тронов, А.И. Ширеев, Р.З. Сахабутдинов // Нефтяное хозяйство. — 1983. — №3. — С.38-43.
13. Тронов, В.П. Технология совместного сбора газированных нефтей карбона и девона с одновременной нейтрализацией сероводорода Текст. /
14. B.П. Тронов, А.И. Ширеев, А.Д. Ли, Р.З. Сахабутдинов // Нефтепромысловоедело. 1986. №11. - С.9-12.
15. Тронов, В.П. Системы нефтегазасбора и гидродинамика основных технологических процессов Текст. / В.П. Тронов. — Казань: Фэн, 2002. — 512 с.
16. Сахабутдинов, Р.З. Технологические процессы нейтрализации сероводорода в нефти и газе при разработке месторождений Татарии Текст.: дис. . канд. техн. наук. — Бугульма. — 1985. — 139 с.
17. Тронов, В.П. Снижение токсичности сероводородсодержащих неф-тей Татарии Текст. / В.П. Тронов, А.И. Ширеев, Р.З. Сахабутдинов // Нефтепромысловое дело. 1983. №10. - 19 с.
18. Тронов, В.П. Технология совместного сбора газированных нефтей карбона и девона с одновременной нейтрализацией сероводорода Текст. /117
19. В.П. Тронов, А.И. Ширеев, А.Д. Ли // Серия «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1986.- №11.- С.12-14.
20. Проскурякова, В.А. Химия нефти и газа Текст. / В.А. Проскурякова. Л.: Химия. - 1981.-358 с.
21. Соркин, Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды Текст. / Я.Г. Сорокин. — М.: Химия. — 1975. — 295 с.
22. Черножуков Н.И. Химия нефти и нефтяных газов Текст. / Н.И. Черножуков, G.H. Обрядчиков // М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы. — 1946. — 251 с.
23. Пат. 2187627 Российская Федерация, МПК Е21В43/22 Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A., опубл. 20.08.2002, Бюл № 23.
24. Пат. 2241018 Российская Федерация, МПК C10G27/06, C10G29/06 Состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтях средах Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев Р.А.; опубл. 27.11.2004, Бюл. № 33.
25. Калвер, К. Новый способ удаления сероводорода из нефти Текст. / К. Калвер, Р. Хармон, К. Юнгст, Ч. Стаут// Нефть. Газ и нефтехимия за рубежом. 1992. - №9. - С.35- 36.
26. Пат. 5346614 US, С 10G17/08. Removal of hydrogen sulfide from an oil-containing mixture having a continuous aqueous phase / R. C. Culver, G.D. Ju-engst. 1994.
27. Пат. 3250697 US Sweetening process using ammonia as catalyst / J. G. Walters, R. Tanura, R.E. Messinger. 1966.
28. Пат. 3151133 ФРГ, C10G27/12 Verfahren zur Beseitigung von H2S aus Erdgas, Erdol und deren Gemischen. — 1983.
29. Пат. 2146693 Российская Федерация, МПК C10G27/06, C10G27/12. Способ очистки нефти и/или газоконденсата от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев Р.А.; опубл. 20.03.2000, Бюл. №8.
30. Ситтинг, М. Процессы окисления углеводородного сырья Текст. / М. Ситтинг. М.: Химия. - 1970. - 300 с.
31. Мазгаров, A.M. Жидкофазное окисление меркаптанов и сероводорода с металлофталоцианиновыми катализаторами и разработка процесса обессери-вания улеводородного сырья Текст.: дис. . докт. техн. наук. — Казань. — 1983.-252 с.
32. А.с. 1431798 СССР, МПК В 01 D 19/00. Способ подготовки нефти Текст. / заявитель А.Н. Плесовский, Н.В. Пестрецов, Н.С. Маринин, опубл. 23.06.83, Бюл. №39.
33. Мазгаров, A.M. Очистка нефти и нефтепродуктов от меркаптанов и сероводорода Текст. / A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, В.Н. Салин // Химическое и нефтегазовое машиностроение. — 2003. — №12. — С.28-29.
34. Пат. 2167187 Российская Федерация, МПК С 10 G 27/06, 27/08. Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтепродуктов от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.; опубл. 20.05.2001, Бюл. №14.
35. Пат. 2118649 Российская Федерация, МПК 6 С 10G 29/20, 29/24 Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.; опубл. 10.09.1998. — Бюл. №25.
36. Пат. 2121492 Российская Федерация, МПК 6 С 10 G 29/20 Способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от меркаптанов и сероводорода Текст. / заявитель Фахриев A.M., Фахриев P.A.; патентообладатель Фахриев
37. A.M.; опубл. 10.11.1998, Бюл. №31.
38. Пат. 2230095 Российская Федерация, МПК 7 С 10 G 19/02 Способ очистки нефти от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.; опубл. 10.06.2004, Бюл. №16.
39. Позднышев, Г.Н. Эксплуатация залежей и подготовка нефтей.с повышенным содержанием сероводорода Текст. / Г.Н. Позднышев, Т.П. Миронов, С.П. Лесухин [и др.] // Обзорная информация, Серия «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1984. 83 с.
40. Тронов, В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти Текст. /
41. B.П. Тронов. Казань : ФЭН, 2002. - 407 с.
42. Шаталов, А.Н. Совершенствование технологических схем сепарациис7нефти и сбора нефтяного газа на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Текст.: дис. . конд. техн. наук. — Бугульма. — 1999. — 152 с.
43. Пат. 1493280 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Способ подготовки нефти Текст. / заявитель Позднышев Г.Н., Соколов А.П., Jlecy-хин, С.П., Кузин К.В.; опубл. 15.07.89, Бюл. №26.
44. Петров, A.A. Распределение сероводорода между фазами при сепарации сероводородсодержащих обводненных нефтей Текст. / A.A. Петров // Нефтепромысловое дело. 1980. - №10. - С.33-35.
45. Еремина, Л.Н. Вакуумирование концевого горячего сепаратора с помощью насосно-эжекторной установки Текст. / Л.Н. Еремина, К.Г. Донец, В.А. Бондарчук // Нефтепромысловое дело. — 1982. — №11*. С.25-26.
46. Ахсанов, P.P. Стабилизация нефти с помощью гидроциклона Текст. / P.P. Ахсанов, В.И. Данилов, Н.Х. Нурмухаметов // Уфа.: Изд-во фонда*содействия развитию научных исследований. — 1996. — 186 с.
47. Кириллов, Г.А. Экспериментальные исследования способа гидроциклонной сепарации нефти Текст. / Г.А. Кириллов, В.М. Кудрявцев // Нефтепромысловое дело: Труды Гипровостокнефть. — Куйбышев. — 1974. — Вып. 22. — С.131-141.
48. Пат. 2043781 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Способ удаления кислых газов из жидкости Текст. / заявитель Ахсанов P.P., Тухбатуллин Р.Г., Абызгильдин Ю.М.; патентообладатель ГУП «ИПТЭР»; опубл. 20.09.95, Бюл. № 26.
49. Пат. 2223135 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ очистки нефти от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Вязов-кин Е.С., Сельский Б.Е., Зайнагабдинов Ч.Ф.; опубл. 10.02.2004, Бюл. № 4.
50. Городнов, В.П. Очистка нефти от сероводорода Текст. /В.П. Городнов, К.С. Каспарьянц, А.А. Петров // Нефтепромысловое дело. — 1972. — №7. — СЗ1-34.
51. Каспарьянц, К.С. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа Текст., / К.С. Каспарьянц, В.И. Кузин, Л.Г. Григорян // М.: Недра. 1977. - 254 с.
52. Georges Mains. Optimisation des unites de stabilisation de petrole brut. G. Petrole et techigues. 1980. No 11, p. 16.
53. Толкачёв, Ю.И. Основные направления в подготовке сероводородсо-держащих, высоковязких и ловушечных нефтей Текст. / Ю.И. Толкачёв, Р.И.
54. Мансуров // Нефтепромысловое дело. 1983. - №7. - С. 12-13.
55. Гарифуллин, P.M. Технология очистки нефтяного газа от сероводорода; Текст.;/ P.M. Гарифуллин, Р.З. Сахабутдинов // Сборник тезисов докладов 21 научно-технической конференции» молодых учёных и специалистов ТатНИПИнефть. Бугульма. - 1990. - С. 126.
56. Сахабутдинов' Р.З.1 Промышленные-испытания технологии очистки газают сероводорода Текст.?/ Р;3. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, А.И; Ват сильев // Нефтепромысловое дело. 1996. - №6. - С23-24.
57. РД 39-0147585-053-90 Инструкция по технологии нейтрализации сероводорода в газах при аварийных выбросах; — Бугульма; — 1990; — 'Шс:.
58. Коуль, А.П. Очистка газа Текст. / А. П. Коуль, Ф.С. Ризенфельд // М.: Недра, 1968.-391 с.72' Бланк, С. Извлечение сероводорода из газов Текст. / С. Бланк, Дж. Элке, Ф. Лелимгон // Инженер-нефтяник. 1981. - №8. - С. 108-113.
59. Sigmunol, P.W. Process removes H2S selectively // Hydrocarbon Processing. 1981. - No 5.-p. 118-124.
60. Фахриев, A.M. Применение ингибированного абсорбента для очистки газов от сероводорода Текст. / A.M. Фахриев, И;М. Новосельский, В.Л. Ярхунов и др: //Химия и технология топлив и масел. — 1989. №7. - С14-16.
61. Семенова, Т.А. Очистка технологических газов Текст. / Т.А. Семенова, И.Л. Леттес, Ю.В. Аксельрод [и др.] // М.: Химия. 1969; - 392 с.
62. Мавлютова, М.З. Совмещение обесеоливания высокосернистых нефтей с очисткой их от сероводорода Текст. / М.З. Мавлютова, JI.M. Мам-бетова // Труды БашНИПИнефть. Вып. 31.- Уфа. - 1972. - С.289-294.
63. Мавлютова, М.З. Очистка нефтяного попутного газа от сероводорода на промыслах Урало-Поволжья Текст. / М.З. Мавлютова, Л.М. Мамбето-ва//Труды БашНИПИнефть.-Вып. 37. -Уфа. 1973. - С.110-115.
64. Bucklin, R.W. Comparison of Fluor Solvent and Seloxol Processes / R.W. Bucklin, R.L. Schendel // 1984. v.4. - No 3. -p.137-142.
65. Wilson^ M'.A. Recovery of C02 from Power Plant Flue-Gases Using Amines / M.A. Wilson, R.M. Wrubleski, L. Yarborough // First International Conference on Carbon. Dioxide Removal, Amsterdam, The Netherlands, Pergamon Press, Math, 1992, p.325-332.
66. Hochgesand, G. Rectisol and purisol // Ind. a. Eng. Chem. — 1970. — v.62. — No 7. — p.37-43.83" Kutsher, G.S. Now-Sour-gas scrubbing by the solvent process / G.S Kutsher, G.A. Smith and P.A. Greene // Oil and Gas. 1967. - v.65. - No 12. -p.116-118.
67. Андреев; Е.И. Промышленные испытания блочной установки очистки газа от сероводорода в НГДУ «Бавлынефть» Текст. / Е.И. Андреев, К.С. Каспарьянц, С.И. Хижов // Труды Гипровостокнефть. — Вып. XXX. — Куйбышев. 1977. - С.111-115.
68. Kresse, T.I. Stretford plants proving reliable / T.I. Kresse, E.E. Lindsey, N. Wadleigh // Oil and Gas. 1981. - v.79. - No 2. - p.80-82.
69. Nicklin, T. Now Stretford process is working / T. Nicklin, E. Bunner // Hydrocarbon Processing and Petroleum Refiner. 1961. - v.40. - No 12. — p. 141.
70. Fong, M.L. Shell redex desulfurization process stresses versatility./ M.L. Fong, D.S. Kushner, R.T. Scott// Oil and Gas. 1987. - v.85. - No 21. -p.54-55.
71. The Sulferox process removes H2S for less and converts in to sulfur // Oil and Gas. 1991. - v.89. - No 39. - p. 11.
72. Сахабутдинов, Р13. Технология нейтрализации сероводорода в нефтяном газе / Р.З. Сахабутдинов, Р.Б. Фаттахов, P.M. Гарифуллин // Тат. ЦНТИ. Информационный листок. №51-94. — 1994.
73. Сахабутдинов, Р.З. Очистка кислых газов аминовой очистки то сероводорода Текст. / Р.З. Сахабутдинов; P.M. Гарифуллин, Ф.Г. Ганиев // Газовая промышленность. — 1992. — №6. — С.20.
74. Сахабутдинов, Р.З. Промышленное испытание очистки кислых газов от сероводорода Текст. / Р.З. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, А.И. Васильев и др. // Нефтяное хозяйство. 1997. - №5. - С.43-44.
75. Пат. 1526739 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Установка подготовки нефти Текст. / заявитель Кузин К.В., Лесухин С.П.; опубл. 04.11.87, Бюл. №45.
76. Пат. 2054298 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Установкаподготовки нефти Текст. / заявитель Персиянцев М.Н., Лесухин С.П.; патентообладатель Научно-внедренческая фирма «Грифон»; опубл. 20.02.96, Бюл. №5.
77. Лесухин, С.П. Основные направления развития технологии, очистки нефти от сероводорода Текст. / С.П. Лесухин, А.Г. Соколов, Г.Н. Позднышев // Нефтяное хозяйство. 1989. — №8: — С.50-54.
78. Персиянцев, М.Н. Промышленные испытания технологии холодной стабилизации нефти методом отдувки Текст.1/ М.Н. Персиянцев; С.П: Лесухин, А.Г. Соколов, Г.Н. Позднышев // Нефтяное хозяйство. — 1992. — №8. — С.41-44.
79. Александров, И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке Текст. // Л.: Химия, 1981.-353 с.
80. Александров; И.А. Массопередача при ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей Текст. // М.: Химия, 1975. —319 с.
81. Саттаров, У.Г. Опыт эксплуатации блоков стабилизации установок комплексной подготовки нефти Текст. / У.Г. Саттаров, A.A. Каштанов // Нефтепромысловое дело. 1976. - №10. - С.26-28.
82. Теляков, Э.Ш. Исследование процесса стабилизации нефти на установках объединения «Куйбышевнефть» Текст. / Э.Ш. Теляков, М.Г. Ибрагимов, Б.Н. Матюшков // Нефтепромысловое дело. — 1979. №6. - С.48-50.
83. Александров, И.А. Массопередача при ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей Текст. / И.А. Александров // JL: Химия. — 1975. -319 с.
84. Олевский, В.М. Ректификация термически нестойких продуктов Текст. /В.М. Олевский, В.Р. Ручинский //М.: Химия. 1982. - 175 с.
85. Пат. 2262975 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A., Фахриев Т.Р.; опубл. 27.10.2005, Бюл. №30.
86. Пат. 2196804 Российская Федерация, МПК В* 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. V заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.; опубл. 25.07.2001, Бюл. №2.
87. Пат. 2220756 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.; опубл. 07.05.2002*, Бюл. №1.
88. Пат. 2269566 Российская Федерация, МПК G 10G 27/06 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / Мазгаров A.M., Гари-фуллин Р.Г., Вильданов А.Ф. [и др.]; патентообладатель ГУП «ВНИИУС»; опубл. 10.02.2006, Бюл. №4.
89. Пат. 2283856 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев А.М, Фахриев P.A.; опубл. 20.09.2006, Бюл. № 26.
90. Рабартдинов, З.Р. Сероводород как индикатор технологичностисистем сбора и подготовки нефти / З.Р. Рабартдинов, И.З. Денисламов, Р.В. Сахаутдинов Текст. // Нефтяное хозяйство. 2009. - №12. - С. 118-119.
91. Мурзагильдин, З.Г. Опыт применения нейтрализаторов сероводорода на предприятиях АНК «Башнефть» Текст. / З.Г. Мурзагильдин, Ф.Д. Шайдуллин, И.З. Денисламов, Ф.М. Фархутдинов // Нефтепромысловое дело. — 2003. №4. — С.36-37.
92. Мухаметшин, М.М. Современное состояние и перспективы применения методов борьбы с сероводородом Текст. / М.М. Мухаметшин, М.К. Баймухаметов, И.Ш. Гарифуллин, М.К. Рогачёв // Нефтяное хозяйство. — 2002. №4. - С.65-67.
93. Оаэ, С. Химия органических соединений серы Текст. /С. Оаэ // М.: Химия. 1975.-512 с.
94. Garret, R.L. Chemical scavenger for sulfides in water-base drilling fluids / R.L. Garret, R.K. Clark, L.L. Carney, C.K. Grantham // Journal of petroleum Technology. 1979.'
95. Кудасов, B.B. Сбор и подготовка сернистой нефти Текст. / В.В. Ку-дасов, A.A. Масланов, В.В. Шайдаков [и др.] // Уфа: Монография. — 2005. — 129 с.
96. Рахматуллина, Г.М. Опыт применения нейтрализатора сероводорода и меркаптанов Десульфон-СНГТХ-1200 Текст. / Г.М. Рахматуллина, Г.Н. Запеклая,
97. E.JT. Володина и др. // Нефтяное хозяйство. -2010. -№12. С. 120-123.
98. Баймухаметов, М.К. Определение содержания хлористых солей в нефти, обработанной нейтрализаторами сероводорода и меркаптанов Текст. / М.К. Баймухаметов, К.Ю. Муринов, Е.А. Ярополова // Нефтяное хозяйство. — 2008. №5. - С.76-77.
99. Шаталов, А.Н. Исследования по устранению влияния реагентов-нейтрализаторов сероводорода на качество подготавливаемой нефти Текст. / А.Н. Шаталов, Д.Д. Шипилов, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Технологии нефти и газа. 2010. - №4. - С. 19-23.
100. Калашников, О.В. Создание машинного банка данных о фазовом равновесии жидкость-пар в тройных и многокомпонентных системах Текст. / О.В. Калашников // Отчёт института газа АН УССР. — Киев. — 1983.
101. Orye, R.V. Rudichion and correlation of phase equilibria and thermal properties wilh BWR equation of starts. J. E. C. Pro. Desion and develop. — 1969: -v. 8.-No4.-p. 579-583.
102. Starling, K.E. Thermo data refined* for LPG / K.E. Starling,'M.S. Han // Hydrocarbon processing. 1972. - No 6. p. 107-115.
103. Peng, D.V., Rofinson D.B. A new two-constant equation of state. Jnd Eng. Chem. Fundam.- 1976.-v. 15. - No l.-p.59-64.
104. Сафин, P.P. Схема очистки сероводородсодержащей нефти Текст. / P.P. Сафин, В.В. Гайдукевич, З.Ф. Исмагилова [и др.] // НТЖ Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. — 2003. — №4. — С. 17-19.
105. Гайдукевич, В.В. Стабилизация нефти в гидроциклонах с очисткой попутного газа от сероводорода Текст. /В.В. Гайдукевич, P.P. Ахсанов, P.P. Сафин [и др.] // Химия и технология топлив и масел. — 2005. — №1. — С.12-15.
106. Терновский, И.Г. О распределении тангенциальных скоростей в гидроциклонах Текст. / И.Г. Терновский, A.M. Кутепов, A.A. Кузнецова // Химия. Химическая технология. — 1979. — №5. — т. 22. — С.630-634.
107. Сахабутдинов, Р.З. Условия применимости технологии очистки нефти от сероводорода методом отдувки Текст. / Р.З. Сахабутдинов, Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин // Технологии нефти и газа. — 2007. №4. - С.3-9.
108. Сахабутдинов, Р.З. Технологии очистки нефти от сероводорода Текст. / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов, P.P. Мухаметгалеев // Нефтяное хозяйство. — 2008. — №7. — С.82-85.
109. Шипилов, Д.Д. Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода отдувкой в десорбционной колонне Текст. / Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Нефтепромысловое дело. №11. — 2010. — С.53-57.
110. Сахабутдинов, Р.З. Решение проблемы удаления сероводорода из товарной нефти в ОАО «Татнефть» Текст. / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д.Д. Шипилов и др. // Технологии нефти и газа. — 2007. -№2. С.13-18.
111. Пат. 45292 Российская Федерация, МПК В01 D19/00 Установка очистки нефти Текст. / Р.З. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, А.В. Большаков; патентообладатель ОАО «Татнефть; опубл. 10.05.2005, Бюл. №13".
112. Пат. 45293 Российская Федерация, МПК В01 D19/00* Установка очистки нефти Текст. / Сахабутдинов Р.З.,. Гарифуллин P.M., Большаков А.В.; патентообладатель ОАО «Татнефть»; опубл. 10.05.2005, Бюл. № 22.
113. Пат. 2316377 Российская Федерация; МПК В01 D19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / Сахабутдинов Р.З., Шипилов Д.Д1, Шаталов, А.Н., Гарифуллин P.Ml; патентообладатель. О АО «Татнефть»; опубл. 10.02.2008, Бюл. № 4.
114. Сахабутдинов, Р.З. Исследование эффективности нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами Текст. / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, Р:М.' Гарифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2009. — №7. — С.66-69.
115. Вильданов, А.Ф. Жидкофазная каталитическая окислительная де-меркаптанизация нефтей и нефтепродуктов Текст. : дис. . докт. техн. наук. -Казань.- 1998.-308 с.
116. Мазгаров, A.M. Установка очистки нефти от низкомолекулярных меркаптанов и сероводорода Текст. / A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, В.Н. Салин // Материалы научно-практической конференции «Нефтепераработка и нефтехимия». Уфа. - 2003. - С.33-34.
117. Мазгаров, A.M. Новый процесс очистки нефтей и газоконденсатов1 от низкомолекулярных меркатанов Текст. / A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, G.H. Сухов // Химия и технология топлив и масел. — 1996. — №6. — С. 11-12.
118. Пат. 2109033 Российская Федерация; МПК C10G27/10. Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода Текст. / заявитель Шаки-ров Ф.Г., Мазгаров A.M.', Вильданов А.Ф., Хрущёва1 И.К.; патентообладатель ГУП ВНИИУС; опубл. 20.04.98, Бюл. №11.
119. Пат. 2412740 Российская Федерация, МПК В01 D19/00 Установка подготовки1 сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель Шаталов А.Н., Гарифуллин P.M., Сахабутдинов Р.З., Шипилов Д.Д.; патентообладатель ОАО «Татнефть»; опубл. 27.02.2011, Бюл. № 6.
120. РД 153-39.0-687-10 Инструкция-по применению технологий удаления сероводорода из товарных нефтей; Введ. 01.01.2011. — Бугульма: ОАО «Татнефть». -2010.-24 с.А
121. СОГЛАСОВАНО» Первый вице-президент ОАО я АК «I раисиефтъ»1. М М. Арусгачо»л 2008 г.1. УТВЕРЖДАЮ»
-
Шипилов, Дмитрий Дмитриевич
-
кандидата технических наук
-
Бугульма, 2011
-
ВАК 25.00.17
- Разработка комплекса технологических решений по очистке газов от сероводорода при эксплуатации и освоении скважин
- Разработка комплекса технологических решений по очистке газов от сероводорода при эксплуатации и освоении скважин
- Разработка технологии очистки газа от сероводорода для промысловой подготовки на малосернистых газоконденсатных месторождениях
- Предотвращение осложнений при добыче высокосернистой нефти
- Разработка экологически безопасных и ресурсосберегающих процессов переработки сероводорода
