Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов (варианты)

Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки сероводородсодержащих нефтей, и может быть использовано для промысловой очистки сернистых нефтей от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).

Известна установка окислительной очистки сернистой нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора фталоцианинового катализатора окисления, содержащий емкость раствора щелочи, емкость водно-щелочного раствора катализатора, снабженную барботирующим устройством для продувки раствора катализатора инертным газом (азотом), насосы-дозаторы для подачи растворов щелочи и катализатора в поток сернистой нефти, и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, устройство для подачи воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, подогреватель нефти, реактор окисления колонного типа, емкость-отстойник для сбора реакционной смеси, нижняя часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси, верхняя часть которой соединена трубопроводом для отвода сепарированного отработанного воздуха на факел, а нижняя ее часть - трубопроводом для отвода отделенного водно-солевого раствора в канализацию сточных вод. При этом в качестве устройства для подачи воздуха используют воздушный компрессор или напорный инжектор, а устройство для смешения сжатого воздуха с нефтью выполнено в виде тора с отверстиями (RU 2120464, C10G 27/06, 1998 г., Бюл. №29).

Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти и приводит к загрязнению ее коррозионной элементной серой, образующейся в результате каталитического окисления сероводорода воздухом, а также к увеличению содержания воды в товарной нефти за счет образования реакционной воды и воды, вводимой с растворами щелочи и катализатора окисления. Кроме того, очистка на указанной установке нефтей с высоким содержанием сероводорода может привести также к сероотложениям в технологическом оборудовании и средствах КИПиА. Очистка таких нефтей на указанной установке требует проведения процесса окисления при высоком давлении для обеспечения растворения стехиометрически необходимого количества воздуха в очищаемой нефти. На известной установке для снижения давления проведения процесса предлагается рециркулировать реакционную смесь (до 200% от исходной нефти) из куба емкости-отстойника в сырьевую емкость на смешение с исходной нефтью. Однако рециркуляция большого объема очищенной нефти приводит к увеличению нагрузки на сырьевой насос и необходимости использования насоса большой производительности (следовательно, к увеличению расхода электроэнергии) и крупногабаритных аппаратов для обеспечения необходимого по технологии времени пребывания.

Известна также установка очистки товарной (дегазированной, обезвоженной и обессоленной) нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, блок нейтрализации сероводорода, содержащий узел приготовления и хранения реагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, напорный трубопровод которого снабжен гасителем пульсаций давления и форсункой, установленной в подводящем трубопроводе нефти, статический смеситель, установленный на трубопроводе сернистой нефти после точки ввода реагента, буферную емкость и узел транспортировки очищенной товарной нефти (RU 45292 U1, 2005 г., Бюл. №13).

Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает снижения содержания общей серы в очищенной товарной нефти, требует значительных материальных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за высокого расхода дорогостоящего реагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (около 300 л/ч или более 2,6 тыс.м³/год). Кроме того, эксплуатация данной установки приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода реагентом и увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и воды, поступающей в составе применяемого реагента-нейтрализатора). Другим недостатком установки является то, что она не обеспечивает очистку сероводород- и меркаптансодержащей нефти одновременно от легких метил- и этилмеркаптанов до уровня современных требований.

Наиболее близкой к предлагаемой является установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящие трубопроводы сернистой нефти и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, колонну отдувки газом, соединенную с подводящими трубопроводами нефти и газа, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом частично очищенной нефти, смесительное устройство, установленное после точки ввода реагента, трубчатый реактор, установленный после смесительного устройства, и буферную емкость-отстойник, подключенную к трубчатому реактору. При этом в качестве смесительного устройства для смешения реагента с нефтью преимущественно использован центробежный насос или проточный роторный смеситель, или диафрагменный смеситель. В качестве реагента, обеспечивающего эффективную нейтрализацию легких меркаптанов и остаточных количеств сероводорода преимущественно использован нейтрализатор на основе формальдегидсодержащих продуктов или нитрита натрия, или пероксида водорода (RU 55631 U1, B01D 19/00, 2006 г., Бюл. №21).

Указанная установка обеспечивает эффективную очистку высокосернистых нефтей одновременно от сероводорода и легких меркаптанов до уровня современных требований и снижение материальных затрат при ее эксплуатации за счет многократного сокращения расхода дорогостоящего реагента-нейтрализатора, а также некоторое снижение содержания общей серы, воды и уменьшение загрязнения очищенной товарной нефти продуктами нейтрализации сероводорода.

Недостатками указанной установки являются значительный унос отдувочного углеводородного газа (растворенного и свободного) с очищенной нефтью, особенно при проведении процесса отдувки при повышенном давлении (0,15 МПа и выше), что не позволяет получить товарную нефть, соответствующую требованиям ГОСТ Р 51858 по нормируемому показателю качества «Давление насыщенных паров» (не более 66,7 кПа), и недостаточно высокий выход товарной нефти из-за значительных потерь ценных углеводородов С_4+выше с отходящим отдувочным газом, особенно при проведении процесса отдувки при повышенных температурах (45-65°С и выше). Так, согласно результатам проведенных испытаний при проведении отдувки в колонне насадочного типа при температуре ˜50°С и удельном расходе отдувочного газа в пределах 6-8 нм³/т потери нефти с отходящим отдувочным газом достигают 0,7-0,9%, т.е. на указанной установке выход товарной нефти снижается на 0,7-0,9% от потенциала. Кроме того, как показали проведенные испытания, в буферной емкости при непрерывной откачке поступающей нефти не достигается эффективное отделение (отстой) «подтоварной» воды, содержащей водорастворимые продукты нейтрализации, от очищенной нефти из-за образования стойкой эмульсии, что приводит к повышенному содержанию воды и хлористых солей в товарной нефти. Присутствие в товарной нефти водорастворимых продуктов нейтрализации сероводорода мешает определению хлористых солей по стандартной методике (ГОСТ 21534), давая завышенный результат. Указанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой (варианты) очистки сернистой нефти от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов.

Предлагаемая установка включает подводящие трубопроводы сернистой нефти и малосернистого или бессернистого углеводородного газа, колонну отдувки газом, соединенную с подводящими трубопроводами нефти и газа, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом частично очищенной нефти, смесительное устройство, установленное на трубопроводе частично очищенной нефти после точки ввода реагента, и буферную емкость, которая в отличие от известной установки (прототипа) дополнительно содержит нефтегазовый сепаратор, установленный на линии частично очищенной нефти после смесительного устройства, и снабжена, по меньшей мере, одной дополнительной буферной емкостью, вход которой соединен трубопроводом с нижней частью нефтегазового сепаратора; при этом вход сепаратора соединен трубопроводом со смесительным устройством, а верх его соединен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов и/или с факельной системой. Кроме того, установка снабжена воздушным и/или водяным холодильником газа, соединенным трубопроводом с верхней частью колонны отдувки, и газосепаратором, установленным после холодильника, при этом вход газосепаратора соединен трубопроводом с выходом холодильника, верх его сообщен с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, а нижняя часть его непосредственно или через сборник конденсата соединена трубопроводом с нефтегазовым сепаратором. Для обеспечения стабильности подачи применяемого реагента-нейтрализатора и исключения его перерасхода напорный трубопровод насоса-дозатора может быть снабжен гасителем пульсаций давления, представляющим собой емкость с воздухом и выполняющим роль амортизатора, а также форсункой(ами) или перфорированной трубкой, установленной(ыми) в трубопроводе частично очищенной нефти перед смесительным устройством. В качестве смесительного устройства для смешения реагента с очищаемой нефтью преимущественно использован диафрагменный смеситель или смесительный (эмульсионный) клапан, или смеситель шнекового типа (винтовое закручивающее устройство), или электромагнитный виброструйный перемешиватель, или проточный роторный смеситель-диспергатор. Для обеспечения дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубопровод между нефтегазовым сепаратором и буферной емкостью может быть снабжен статическим смесителем. При эксплуатации установки в качестве реагента, обеспечивающего эффективную нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов, используют нейтрализатор на основе нитрита натрия или пероксида водорода, или формальдегидсодержащих продуктов.

Новым является то, что установка очистки нефти дополнительно содержит нефтегазовый сепаратор, установленный на линии частично очищенной нефти после смесительного устройства, холодильник газа, соединенный газопроводом с верхней частью колонны отдувки, газосепаратор, установленный после холодильника, кубовая часть которого соединена с нефтегазовым сепаратором и снабжена, по меньшей мере, одной дополнительной буферной емкостью, вход которой соединен трубопроводом с кубовой частью нефтегазового сепаратора.

Наличие нефтегазового сепаратора, установленного на линии частично очищенной нефти, позволяет за счет снижения давления осуществить отделение (сепарацию) нефти от легких углеводородов С₁-С₃, растворенных в нефти при отдувке углеводородным газом, в результате чего достигается снижение давления насыщенных паров (ДНП) очищенной товарной нефти до норм ГОСТ Р 51858, т.е. обеспечивает получение стабильной товарной нефти. Наличие холодильника газа и газосепаратора, последовательно установленных на линии отходящего отдувочного газа с верха колонны отдувки, позволяет сконденсировать и уловить углеводороды С_4+выше, унесенные из нефти отдувочным газом, для последующего возврата в поток частично очищенной нефти после колонны отдувки, в результате чего достигается уменьшение потерь нефти при ее очистке и, следовательно, повышение выхода очищенной товарной нефти.

Следует указать, что подача (возврат) уловленного в газосепараторе газового конденсата на смешение с частично очищенной нефтью перед нефтегазовым сепаратором позволяет осуществить сепарацию полученной смеси нефти и газового конденсата в нефтегазовом сепараторе и обеспечивает получение стабильной очищенной товарной нефти, поскольку частично очищенная нефть перед нефтегазовым сепаратором уже содержит нейтрализатор, который вводится в нефть, с учетом содержащихся в возвращаемом газовом конденсате сероводорода и легких меркаптанов. Дополнительная буферная емкость, соединенная с нефтегазовым сепаратором параллельно с первой буферной емкостью, при эксплуатации установки позволяет осуществлять поочередную выдержку обработанной нейтрализатором нефти в статическом режиме (без заполнения и опорожнения) для эффективного отстоя реакционной и эмульсионной («подтоварной») воды, содержащей водорастворимые продукты нейтрализации. При такой выдержке очищенной нефти создаются благоприятные условия для отстоя «подтоварной» воды, так как устраняются возмущения, мешающие протеканию процесса гравитационного отстоя. При выдержке нефти в первой буферной емкости обработанная реагентом нефть принимается во вторую (дополнительную) буферную емкость. После выдержки нефти и отстоя воды очищенная товарная нефть поступает на пункт сдачи в магистральный нефтепровод, затем в буферную емкость принимается следующая партия обработанной реагентом нефти. При заполнении первой буферной емкости нефтью вторую емкость ставят на выдержку, т.е. переводят в режим отстоя воды. При реализации такого режима поочередной работы буферных емкостей достигается практически полное отделение от очищенной нефти «подтоварной» воды, содержащей водорастворимые продукты нейтрализации сероводорода, в результате чего исключается их негативное влияние на результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534. Следует указать, что в преимущественном варианте реализации установка очистки нефти включает три параллельно соединенные емкости (резервуара), поочередно работающие по циклу: прием нефти - отстой воды - откачка товарной нефти. Таким образом, при реализации и эксплуатации предлагаемой установки обеспечивается получение очищенной от сероводорода и легких меркаптанов товарной нефти более высокого качества (по нормируемым показателям ДНП, массовая доля воды и концентрация хлористых солей в соответствии с ГОСТ Р 51858), снижение потерь нефти и, следовательно, повышение выхода товарной нефти от потенциала.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

На фиг.1 изображена принципиальная схема установки очистки нефти. Установка содержит подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или бессернистого газа 2, колонну отдувки газом 3, воздушный и/или водяной холодильник газа 4, газосепаратор 5, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, включающий емкость(и) приема и хранения реагента-нейтрализатора 6, насос-дозатор 7, напорный трубопровод 9 которого снабжен гасителем пульсаций давления 8 и форсунками 10, установленными в трубопроводе нефти после колонны отдувки, смесительное устройство 11, например представляющее собой диафрагменный смеситель или эмульсионный клапан, нефтегазовый сепаратор 12, вход которого соединен с кубом колонны отдувки и кубом газосепаратора, и емкости 13 и 14, входы которых через запорную арматуру соединены с выходом нефтегазового сепаратора, а также систему трубопроводов для обвязки аппаратов и запорно-регулирующую арматуру.

Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленную (дегазированную, обезвоженную и обессоленную) нефть, содержащую более 300 ppm сероводорода и более 40 ppm легких метил- и этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в верхнюю часть (питающую зону) колонны отдувки 3, в нижнюю часть которой по трубопроводу 2 через регулятор расхода (на схеме не показан) подают с заданным расходом малосернистый или бессернистый углеводородный (нефтяной или природный) газ. Отдувку в колонне 3, например снабженной регулярной насадкой или контактными устройствами с прямоточным взаимодействием фаз (RU 2060768 и др.), преимущественно проводят при температуре 35-70°С, давлении 0,15-0,5 МПа и удельном расходе отдувочного газа 4-10 нм³/т нефти. При этом достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося в нефти сероводорода. Отдувочный газ, содержащий сероводород и легкие углеводороды, в т.ч. унесенные компоненты нефти С_4+выше, с верха колонны 3 через регулятор давления поступает в холодильник газа 4, а затем в газосепаратор 5, где происходит отделение сконденсировавшегося газового конденсата от отдувочного газа. Сухой отдувочный газ с верха сепаратора 5 направляют в существующую систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов или в факельную систему. Отделенный от газа газовый конденсат по мере накопления с низа сепаратора или через сборник конденсата (на схеме не показан) поступает в нефтегазовый сепаратор 12. Частично очищенная от сероводорода нефть из куба колонны 3 под своим давлением через смесительное устройство 11 также поступает в нефтегазовый сепаратор 12. При этом в поток нефти перед смесителем 11 из мерной емкости 6 насосом-дозатором 7 по напорному трубопроводу 9, снабженному гасителем пульсаций давления 8, непрерывно вводят (дозируют) через форсунки 10 расчетное количество реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов. В сепараторе 12 за счет снижения давления до ˜0,11 МПа происходит выделение из нефти легких углеводородов С₁-С₃, растворенных в нефти при ее отдувке углеводородным газом, в результате чего достигается снижение ДНП товарной нефти до норм ГОСТ Р 51858 (не более 66,7 кПа). Отделенный газ сепарации с верха сепаратора 12 направляют в систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов или в факельную систему. В качестве эффективного реагента, обеспечивающего одновременную нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов в нефти, преимущественно используют нейтрализатор на основе нитрита натрия (RU 2241018), или пероксида водорода (RU 2146693, RU 2182924), или формальдегидсодержащих продуктов (RU 2121492, RU 2186957, RU 2191849, RU 2216568, RU 2228946, RU 2302523 и др.).

Эффективное смешение введенного реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью происходит в смесительном устройстве проточного типа 11. При дальнейшем движении реакционной смеси с температурой 35-70°С по трубопроводу и в нефтегазовом сепараторе 12, а также при дальнейшем движении ее по трубопроводу до емкости 13 (14) протекают реакции нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов. Обработанная реагентом нефть (реакционная смесь) из куба сепаратора 12 под своим давлением поступает в первую емкость 13, где продолжаются реакции нейтрализации, если они не полностью завершились в сепараторе 12 и трубопроводах, а также происходит отстой эмульсионной воды. После заполнения первой емкости 13 обработанная нейтрализатором нефть подается во вторую емкость 14, а емкость 13 ставят на выдержку в статическом режиме (без заполнения и опорожнения) в течение не менее 2 часов, в результате чего достигается практически полное отделение от очищенной нефти «подтоварной» воды, содержащей водорастворимые продукты нейтрализации и тем самым исключается их негативное влияние на результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике (ГОСТ 21534). После выдержки очищенную от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарную нефть из емкости 13 откачивают насосом через узел учета товарной нефти в магистральный нефтепровод (на схеме не показано), а отделенную водную фазу из куба емкости 13 периодически (по мере накопления) направляют в существующую систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод. После заполнения вторую емкость 14 также ставят на выдержку в течение не менее 2 часов, а обработанную реагентом нефть из сепаратора 12 принимают в опорожненную емкость 13 либо в третью емкость (на схеме не показана) при высокой производительности установки, включающей в себя три и более параллельно соединенных буферных емкости для обеспечения необходимого времени выдержки.

Названный технический результат - повышение качества товарной нефти, получаемой на установке, снижение потерь нефти при очистке и, следовательно, повышение выхода очищенной товарной нефти достигается также при реализации и эксплуатации предлагаемого описываемого ниже варианта установки очистки нефти.

Предлагаемая установка (вариант 2) включает подводящие трубопроводы сернистой нефти и малосернистого или бессернистого углеводородного газа, колонну отдувки газом, соединенную с подводящими трубопроводами нефти и газа, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом частично очищенной нефти, смесительное устройство, установленное на трубопроводе частично очищенной нефти после точки ввода реагента, и буферную емкость, которая в отличие от известной установки (прототипа) дополнительно содержит нефтегазовый сепаратор, установленный на линии частично очищенной нефти после колонны отдувки, и снабжена, по меньшей мере, одной дополнительной буферной емкостью, вход которой соединен трубопроводом со смесительным устройством; при этом вход сепаратора соединен трубопроводом с выходом колонны отдувки, верх его сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов и/или с факельной системой, а нижняя (кубовая) часть его соединена трубопроводом со смесительным устройством. Кроме того, установка снабжена воздушным и/или водяным холодильником газа, соединенным трубопроводом с верхней частью колонны отдувки, и газосепаратором, установленным после холодильника; при этом вход газосепаратора соединен трубопроводом с выходом холодильника, верх его сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов и/или с факельной системой, а нижняя часть соединена с нефтегазовым сепаратором и/или сборником конденсата. Для обеспечения стабильности подачи применяемого реагента и исключения его перерасхода напорный трубопровод насоса-дозатора может быть снабжен гасителем пульсаций давления и форсункой(ами) или перфорированной трубой, установленной(ыми) в трубопроводе частично очищенной нефти перед смесительным устройством, причем в качестве смесительного устройства для смешения реагента с нефтью преимущественно использован центробежный нефтяной насос, или проточный роторный смеситель-диспергатор, или диафрагменный смеситель. Для обеспечения непрерывной эксплуатации установки очистки нефти в период проведения ремонтных работ и чистки насадки колонны от АСПО, т.е. при ее периодическом отключении, нефтегазовый сепаратор байпасными трубопроводами может быть соединен с подводящими трубопроводами сернистой нефти и углеводородного газа, причем трубопровод газа соединен с вертикальным участком подводящего трубопровода нефти, т.е. байпасные подводящие трубопроводы нефти и газа соединены между собой с образованием одного вертикального участка трубопровода нефтегазовой смеси перед входом в нефтегазовый сепаратор. При эксплуатации установки в качестве реагента, обеспечивающего эффективную нейтрализацию легких меркаптанов и остаточных количеств сероводорода, преимущественно используют нейтрализаторы на основе нитрита натрия или пероксида водорода, или формальдегидсодержащих продуктов.

Новым является то, что установка очистки нефти дополнительно содержит нефтегазовый сепаратор, установленный на линии частично очищенной нефти после колонны отдувки, воздушный и/или водяной холодильник газа, соединенный с верхом колонны отдувки, газосепаратор, установленный после холодильника, и кубовая часть которого соединена с нефтегазовым сепаратором, снабжена, по меньшей мере, одной дополнительной буферной емкостью, вход которой через запорную арматуру соединен трубопроводом со смесительным устройством, а также снабжена байпасными трубопроводами нефти и газа, соединенными между собой перед нефтегазовым сепаратором.

На фиг.2 изображена принципиальная схема установки очистки нефти (вариант 2). Установка содержит подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или бессернистого углеводородного газа 2, колонну отдувки газом 3, холодильник газа 4, газосепаратор 5, нефтегазовый сепаратор 12, вход которого соединен с выходом колонны отдувки и кубом газосепаратора, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, включающий емкость(и) приема и хранения реагента-нейтрализатора 6, насос-дозатор 7, напорный трубопровод 9 которого снабжен гасителем пульсаций давления 8 и форсункой(ами) 10, установленной(ыми) в трубопроводе нефти после нефтегазового сепаратора, смесительное устройство 11, установленное на линии нефти после точки ввода реагента, и буферные емкости 13 и 14, входы которых через запорную арматуру и смесительное устройство соединены с выходом нефтегазового сепаратора, а также систему трубопроводов для обвязки аппаратов и запорно-регулирующую арматуру.

Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленную на УПН нефть, содержащую более 300 ppm сероводорода и более 40 ppm легких метил- и этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в верхнюю часть (питающую зону) колонны отдувки 3, в нижнюю часть которой по трубопроводу 2 через регулятор расхода (на схеме не показан) подают с заданным расходом малосернистый или бессернистый (нефтяной или природный) газ. Отдувку в колонне 3, например снабженной регулярной насадкой или контактными устройствами с прямоточным взаимодействием фаз (RU 2060768 и др.), преимущественно проводят при температуре 35-70°С, давлении 0,13-0,5 МПа и удельном расходе отдувочного газа 4-10 нм³/т нефти. При этом достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося в нефти сероводорода. Отдувочный газ, содержащий сероводород и легкие углеводороды, в т.ч. унесенные компоненты нефти С_4+выше, с верха колонны 3 через регулятор давления (на схеме не показан) поступает в холодильник газа 4, а затем в газосепаратор 5, где происходит отделение сконденсировавшегося газового конденсата от отдувочного газа. Сухой отдувочный газ с верха сепаратора 5 направляют в существующую систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов или в факельную систему. Отделенный от отдувочного газа конденсат по мере накопления с низа сепаратора или через сборник конденсата (на схеме не показан) поступает в нефтегазовый сепаратор 12. Частично очищенная от сероводорода нефть из куба колонны 3 под своим давлением поступает в нефтегазовый сепаратор 12, где за счет снижения давления до ˜0,11 МПа происходит выделение из нефти легких углеводородов C₁-С₃, растворенных в нефти при ее отдувке углеводородным газом, в результате чего достигается снижение ДНП товарной нефти до норм ГОСТ Р 51858 (не более 66,7 кПа). В случае отключения колонны отдувки, например для чистки ее от АСПО, сернистая нефть и отдувочный газ по байпасным трубопроводам подаются в нефтегазовый сепаратор 12. Смешиваясь в вертикальном участке подводящего к нему трубопровода, они поступают сепаратор 12 в виде газожидкостной смеси. В сепараторе 12 за счет снижения давления до ˜0,11 МПа происходит сепарация нефти от сероводородсодержащего газа. Таким образом, и в этом случае достигается частичная очистка нефти от содержащегося в ней сероводорода, т.е. наличие байпасных трубопроводов нефти, газа и нефтегазового сепаратора 12 позволяет осуществить частичное десорбционное удаление сероводорода из нефти при временном отключении колонны отдувки, тем самым исключается необходимость снабжения установки резервной колонной отдувки. Частично очищенная от сероводорода нефть из куба сепаратора 12 поступает в смесительное устройство 11, например представляющее собой центробежный нефтяной насос или проточный роторный смеситель-диспергатор (типа ПРГ). При этом в поток нефти перед смесителем 11 из мерной емкости 6 насосом-дозатором 7 по напорному трубопроводу 9, снабженному гасителем пульсаций давления 8, непрерывно вводят (дозируют) через форсунку(и) 10 расчетное количество реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов. В качестве эффективного реагента, обеспечивающего одновременную нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов в нефти, преимущественно используют нейтрализатор на основе нитрита натрия (RU 2241018) или пероксида водорода (RU 2146693, RU 2182924), или формальдегидсодержащих продуктов (RU 2121492, RU 2186957, RU 2191849, RU 2216568, RU 2228946, RU 2302523 и др.). Эффективное смешение введенного реагента с очищаемой нефтью происходит в смесительном устройстве проточного типа 11. При дальнейшем движении реакционной смеси с температурой 35-70°С по трубопроводу до емкости 13 (14) протекают реакции нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов. Обработанная реагентом нефть (реакционная смесь) поступает в первую емкость 13, где продолжаются реакции нейтрализации (если они не завершились в трубопроводе), и происходит отстой эмульсионной воды. После заполнения первой емкости 13, обработанная нейтрализатором нефть подается во вторую емкость 14, а емкость 13 ставят на выдержку в статическом режиме (без заполнения и опорожнения) в течение не менее 2 часов, в результате чего достигается практически полное отделение от очищенной нефти «подтоварной» воды, содержащей водорастворимые продукты нейтрализации, и тем самым исключается их негативное влияние на результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике (ГОСТ 21534). После выдержки очищенную от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарную нефть откачивают насосом через узел учета товарной нефти в магистральный нефтепровод (на схеме не показано), а отделенную водную фазу из куба емкости 13 периодически (по мере накопления) направляют в существующую систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод. После заполнения вторую емкость 14 также ставят на выдержку в течение не менее 2 часов, а обработанную реагентом нефть из сепаратора 12 подают в опорожненную емкость 13 либо в третью емкость (на схеме не показана) при высокой производительности установки, включающей в себя три и более параллельно соединенных буферных емкости для обеспечения необходимого времени выдержки.

Последний вариант установки очистки нефти может быть использован на тех объектах, где подготавливаются высокопарафинистые сероводородсодержащие нефти, склонные к парафиноотложениям (АСПО), поскольку наличие байпасных трубопроводов нефти, отдувочного газа и нефтегазового сепаратора позволяет осуществлять непрерывную десорбционную очистку нефти от сероводорода при временном отключении колонны отдувки для чистки ее контактных устройств (насадки) от АСПО.

Таким образом, как видно из вышеизложенного, предлагаемая установка (варианты) по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:

- обеспечивается снижение давления насыщенных паров (ДНП) очищенной товарной нефти до уровня норм ГОСТ Р 51858;

- обеспечивается снижение содержания воды и хлористых солей в очищенной товарной нефти до уровня норм ГОСТ Р 51858, и исключается негативное влияние водорастворимых продуктов нейтрализации на результат определения хлористых солей в очищенной товарной нефти по стандартной методике (ГОСТ 21534);

- обеспечивается сокращение потерь нефти с отходящим отдувочным газом и, следовательно, повышение выхода очищенной товарной нефти от потенциала.

1. Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящие трубопроводы сернистой нефти и малосернистого или бессернистого углеводородного газа, колонну отдувки газом, соединенную с подводящими трубопроводами нефти и газа, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом частично очищенной нефти, смесительное устройство, установленное на трубопроводе частично очищенной нефти, и буферную емкость, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит нефтегазовый сепаратор, установленный на линии частично очищенной нефти после смесительного устройства и снабжена, по меньшей мере, одной дополнительной буферной емкостью, вход которой соединен трубопроводом с нижней частью нефтегазового сепаратора, воздушным и/или водяным холодильником газа, соединенным с верхней частью колонны отдувки, и газосепаратором, вход которого соединен с выходом холодильника, нижняя часть непосредственно или через сборник конденсата соединена с нефтегазовым сепаратором, а верх сообщен с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, при этом вход нефтегазового сепаратора соединен трубопроводом со смесительным устройством.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что верх нефтегазового сепаратора сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов и/или факельной системой.

3. Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящие трубопроводы сернистой нефти и малосернистого или бессернистого углеводородного газа, колонну отдувки газом, соединенную с подводящими трубопроводами нефти и газа, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом частично очищенной нефти, смесительное устройство, установленное на трубопроводе частично очищенной нефти, и буферную емкость, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит нефтегазовый сепаратор, установленный на линии частично очищенной нефти после колонны отдувки, и снабжена, по меньшей мере, одной дополнительной буферной емкостью, вход которой соединен трубопроводом со смесительным устройством, воздушным и/или водяным холодильником газа, соединенным с верхней частью колонны отдувки, и газосепаратором, вход которого соединен с выходом холодильника, нижняя часть непосредственно или через сборник конденсата соединена с нефтегазовым сепаратором, а верх сообщен с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, при этом вход нефтегазового сепаратора соединен трубопроводом с выходом колонны отдувки, а нижняя часть его соединена трубопроводом со смесительным устройством.

4. Установка по п.3, отличающаяся тем, что верх нефтегазового сепаратора сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов и/или с факельной системой.

5. Установка по п.3, отличающаяся тем, что нефтегазовый сепаратор байпасными трубопроводами соединен с подводящими трубопроводами сернистой нефти и углеводородного газа, причем байпасный трубопровод углеводородного газа соединен с вертикальным участком подводящего трубопровода сернистой нефти перед сепаратором.