Методы очистки нефти от сероводорода

Нефти разл-х месторож-ий могут содержать 0,02-7% серы или 0,2-7% сернистых соед-ий, в высокосернистых – до 80%. В нефти содержатся: меркаптаны R-SH, сульфиды R-S-R, дисульфиды R-S-S-R. При термическом разрушении сернистых соед-ий в нефти может появ-ся Н₂S.

Методы удаления Н₂S

1.Физические методы: сепарация; отдувка Н₂S; ректификация. 2. Химические м-ды: нейтрализация; связывание и окисление Н₂S в нефтихим. реагентами или кисл-ом воздуха.

Выбор наиб эффек-ой технологии очистки Н от Н₂S зависит от: исход. масс. доли Н₂S в Н; условий эксп-ии; требований к качеству подготов-ой нефти.

Отдувка. Отдувку Н₂S из нефти в десорбционной колонне наиболее целесообразно осущ-ть при исходной массовой доле Н₂S в Н более 200-250ppm, наличии системы газосбора и возмож-ти утилизации Н₂S-содержащего газа.

Технолог-ая схема отдувки Н₂S из Н в десорбц-ой колонне

1-десорб. колонна, 2,5- сепаратор, 3,6-насос, 4-аппарат воздуш. охлаждения. Тем-ра д.б. 40-65 град, Р=1,2-2 атм.

Нейтрализация. Удаление Н₂S из Н путем его нейтрализации хим. реагентами целесооб-но осуществять при исходной массовой доле Н₂S в Н не более 200-250ppm. Хим. реагенты на основе амино-формальдегидных смесей типа: СНПХ, НСМ, р-ры NaOH, NH₄OH.

Технолог-ая схема нейтрализации Н₂S хим. реагентами

Реагент подается в буф. емкости после автоцистерны и подзем. емкости. Время реакции с исход масс. долей Н₂S 200-250ppm в интервале t=40-65⁰С д. сост-ть не менее 2-х часов. Реагент в Н подают 2-мя способами: 1. ч/з диспергирующую форсонку перед смесителем или 2. во всасывающую линию перед товарным насосом. Отдувка и нейтрализация (комплексная технология(КТ)). Удаление Н₂S из Н КТ-ей, включающей отдувку Н₂S из Н УВ-ым газом в десорбц-ой колонне с последующим доведением массовой доли Н₂S до требований ГОСТ Р5-1858-2002 хим. реагентами целесооб-но осущест-ть при исходной масс. доле Н₂S из Н более 200-250ppm.

Связывание и окисление Н₂S в нефти хим. реагентами или кисл-ом воздуха.

В зав-ти от исход. массы технология разработана методом прямого окисления О₂ воз-ха в присутствии КТК (катализатора). Очистка от Н₂S производится водным щелочным р-ом и одноврем-ым окислением продуктов О₂-ом воз-ха в реакторе при t=20-60⁰С и Р=15-5 атм. в присут-ии гомоген-го катал-ра «Ивказ» с регенерацией и возвратом в технолог. процесс большей частью в щелоч. р-ре. Дозировка КТК составляет от 1 до 5 л/т. Расход воз-ха сост. 1 м3/1т нефти.

32.Технологическая схема подготовки высоковязких нефтей и битумов

Для подготовки сверхвязких нефтей до 1-ой группы качества м. б. исполь-ны следующие технологии: 1. «жесткий» режим термохим. обезвоживания с последующим электрообезвоживанием СВН. 2. «умеренный» режим термохим. обезвож-ия СВН в смеси с УВ-ым разбавителем 3. «умеренный» режим термохим. обезвож-ия с последующим выпариванием остаточной воды из СВН.

Одной из основных особен-тей раз-ки месторож-ий СВН яв-ся образ-ие высокоустойчивых неф-х эмульсий. Высокая μ и ρ нефти и слабоминер-ая попутная вода => разность ρ меньше. Это осложняет подготовку до тов. кондиции с исполь-ем традицион-х технологий.

Принципиальная схема подготовки СВН при исполь-ии растворителей

33.Классификация деэмульгаторов и их физико-химические свойства.

Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы. Д-ры - ПАВ, способные вытеснить с пов-ти глобул воды, диспергированных в нефти, бронирующую оболочку, состоящую из полярных компонентов, а также ч-ц парафина и мех примесей. Эффек-ть д.- его деэмульсационная способность (Д), представляющая отношение весового (или объемного) кол-ва товарной нефти (С) к весовой (или объемной) части деэмульгатора (q). Т.е. Д=С/q.

Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность защитных оболочек у капелек и тем интенсивнее разрушается эмульсия Для успешного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять внутрискважинную деэмульсацию. При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, то есть эмульсия В/Н превращается в эмульсию Н/В, в которой внешней фазой является вода с малой вязкостью, что существенно снижает потери давления от трения.