СПОСОБ ОЧИСТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ПРОДУКЦИИ ОТ КИСЛЫХ ПРИМЕСЕЙ
PROCEDURE OF PURIFICATION OF HYDROCARBON PRODUCTS FROM ACID IMPURITIES

Изобретение относится к области очистки углеводородного газа, газоконденсата, нефтегазовых смесей от кислых примесей - сероводорода, меркаптанов, углекислого газа. Оно может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и других отраслях промышленности.
Известны различные способы очистки углеводородной продукции от кислых примесей, например нейтрализация последних путем абсорбции жидким щелочным поглотительным раствором (например, пат. РФ №2134148), или окислением соединениями трехвалентного железа (пат. РФ №2116121), или органическими поглотителями (пат. РФ №2104758) и др.
При любом способе очистки присутствует процесс подачи исходной углеводородной продукции в зону очистки, при этом при транспортировании ее по трубопроводу на практике сталкиваются с серьезными проблемами, в частности с гидратообразованием (образование гидратных ледяных пробок) и сульфидной коррозией технологического оборудования.
Для предотвращения гидратообразования в основном используют органические низкотемпературные растворители, преимущественно метанол (например, заявка РФ №2006112293).
Для снижения коррозионной агрессивности используют ингибиторы коррозии.
Однако эти препараты дороги, токсичны и экологически не безопасны, а наиболее широко применяемый - метанол - опасный яд и требует специальных условий хранения (Новый справочник химика и технолога, НПО «Мир и семья», 2002, с.666-672).
Кроме того, для всех упомянутых способов характерно то, что для обеспечения глубокой очистки требуется большой расход сорбентов и дорогостоящее технологическое оборудование.
Наиболее близким к предлагаемому является способ очистки углеводородной продукции от кислых примесей, включающий предварительную частичную очистку путем введения в транспортирующий трубопровод в поток продукции жидкого органического растворителя и последующую окончательную очистку в абсорбере (заявка РФ №96112067, публ. 1998 г.).
В этом решении частично устранены недостатки аналогов, а именно:
а) использование органического растворителя исключает гидратообразование в трубопроводе;
б) наличие в транспортирующем трубопроводе в потоке продукции сорбента растворителя обеспечивает частичную предварительную очистку продукции, что несколько снижает расход сорбента и упрощает процесс окончательной очистки.
Недостатком этого способа является использование в нем дорогого, токсичного, коррозионно-активного и экологически опасного органического сорбента-растворителя, а также недостаточная эффективность как по предотвращению гидратообразования, так и по нейтрализации кислых газов.
Технической задачей изобретения является обеспечение эффективной очистки углеводородной продукции при одновременном предотвращении гидратообразования, уменьшении коррозии технологического оборудования, повышении экологической безопасности и снижении затрат.
3
3
Поставленная техническая задача решается тем, что в способе очистки углеводородной продукции от кислых примесей, включающем предварительную частичную очистку путем введения в транспортирующий трубопровод в поток углеводородной продукции раствора абсорбента и последующую окончательную очистку, в нем новым является то, что для предварительной очистки используют 4-10% раствор гидроксида щелочного металла в объеме 0,01-0,02 м на 1000 нм углеводородной продукции, а перед окончательной очисткой производят дополнительную промежуточную очистку, а именно частично очищенную смесь углеводородной продукции с щелочным абсорбентом смешивают с водой, при этом процесс ведут при избыточном давлении, температуре от 0 до 25°С и рН 7-10 ед.
Введение в транспортирующий трубопровод в поток углеводородной продукции раствора гидроксида щелочного металла предотвращает гидратообразование за счет протекания экзотермических реакций гидроксидов щелочных металлов с сероводородом и углекислотой и низкой температурой замерзания растворов этих гидроксидов, а также обеспечивает частичную нейтрализацию кислых примесей, при значительно меньших затратах, чем в прототипе. Кроме того, они являются ингибиторами коррозии.
Концентрация и объем щелочного раствора определены по результатам практических испытаний, исходя из следующих условий:
3
3
- нижний предел, т.е. концентрация 4% и объем 0,01 нм на 1000 м углеводородной продукции, обеспечивает минимальный экзотермический эффект, необходимый для предотвращения гидратообразования, при этом температура замерзания раствора (минус 7°С).
3
3
- верхний предел, т.е. концентрация 10% (температура замерзания ниже минус 16°С) и объем 0,02 м на 1000 нм углеводородной продукции рассчитан, исходя из экономической целесообразности, экологической безопасности и агрессивности щелочных растворов.
Смешивание частично очищенной углеводородной продукции с водой обеспечивает дополнительное поглощение кислых компонентов за счет физической абсорбции, при этом температура поглощения кислых компонентов в пределах 0-25°С является оптимальной для эффективности процесса.
Избыточное давление и рН раствора 7-10 ед. также благоприятны для эффективности процесса нейтрализации кислых примесей без дополнительных затрат, и чем выше давление и ниже температура, скорость физической абсорбции кислых компонентов выше.
Для окончательной очистки углеводородной продукции от остатков кислых примесей требуется значительно меньший расход сорбентов, при этом обеспечивается достаточно глубокая очистка.
Пример реализации предлагаемого способа показан на схеме, чертеж.
3
3
Углеводородная продукция (газ, газоконденсатная смесь, или нефтегазовая смесь) от скважин подается по трубопроводу 1 в зону очистки, при этом в транспортирующий трубопровод 1 подают 4-10% раствор гидроксида щелочного металла (NaOH или КОН) в объеме 0,01-0,02 м/1000 нм. При контакте щелочного раствора с кислыми соединениями (сероводородом, углекислым газом, меркаптанами) происходит их частичная нейтрализация, сопровождающаяся повышением температуры смеси за счет протекания экзотермической реакции.
В зоне очистки смесь углеводородов с щелочным раствором из трубопровода 1 подают в смеситель 2, куда одновременно подают воду (техническую, пластовую, подтоварную, артезианскую и т.д.) при избыточном давлении, температуре от 0 до 25°С и рН раствора 7-10 ед. (в зависимости от параметров исходной воды и количества щелочного раствора), при этом происходит физическая абсорбция кислых компонентов.
Из смесителя 2 смесь углеводородной продукции с водным раствором подают в сепаратор 3, где происходит разделение фаз. Водный раствор утилизируют, жидкие углеводороды отправляют на дальнейшую подготовку, а углеводородный газ подают на окончательную очистку в абсорбер 4 для получения товарной продукции (согласно отечественным стандартам) любым известным способом.
В таблицах 1 и 2 показаны результаты стендовых испытаний эффективности поглощения сероводорода водой в зависимости от температуры, рН среды и давления в системе.
Таблица 1
Степень нейтрализации сероводорода водой в зависимости от температуры и рН среды, при давлении 0,2 МПа
рН, ед.
Поглощаемость сероводорода водными растворами, г/л
25°С
20°С
15°С
10°С
5°С
0°С
7
1,6-2,0
2,0-2,4
2,4-2,8
2,6-3,0
3,0-3,6
3,6-4,4
8
2,2-2,4
2,4-2,6
2,6-3,0
3,0-3,4
3,6-4,0
4,0-4,6
9
2,4-2,6
2,6-3,0
3,0-3,4
3,4-3,8
3,8-4,4
4,4-5,0
10
2,8-3,2
3,2-3,6
3,6-4,2
4,0-4,6
4,6-5,2
5,0-6,0
Таблица 2
Степень нейтрализации сероводорода водными растворами в зависимости от температуры и рН среды, при давлении 1,0 МПа
рН, ед.
Поглощаемость сероводорода водными растворами, г/л
25°С
20°С
15°С
10°С
5°С
0°С
7
2,2-2,6
2,6-3,0
3,0-3,4
3,2-3,6
3,6-4,2
4,4-5,0
8
2,6-3,0
3,0-3,4
3,2-3,8
3,6-4,4
4,0-4,8
5,0-5,6
9
3,0-3,6
3,4-3,8
3,8-4,4
4,2-4,8
4,8-5,6
5,6-6,2
10
3,6-4,2
3,8-4,6
4,2-4,8
4,6-5,2
5,2-6,2
6,2-7,0
Как видно из таблиц 1 и 2, уже при небольшом избыточном давлении (0,2 МПа) достигается достаточно хорошая степень поглощения сероводорода, с увеличением давления эффективность возрастает. При понижении температуры и повышении значения рН раствора степень нейтрализации также повышается.
Использование предлагаемого изобретения позволяет:
- снижать расход сорбентов для нейтрализации кислых компонентов;
- снижать или исключать расход реагентов, предотвращающих гидратообразования;
- снижать или исключать расход ингибиторов коррозии;
- улучшать безопасность и экологичность нефтегазовых объектов.