УСТАНОВКА ОЧИСТКИ НЕФТИ (ВАРИАНТЫ)

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки сероводородсодержащих нефтей, и может быть использована для промысловой очистки сернистых нефтей от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).
Известна установка очистки товарной (дегазированной, обезвоженной и обессоленной) нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод товарной нефти, буферную емкость, блок нейтрализации сероводорода, содержащий узел приготовления и хранения химреагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, гаситель пульсаций давления, установленный на выкидном трубопроводе насоса-дозатора и сужающий элемент, установленный после гасителя пульсаций давления, центробежный насос нефти, установленный после буферной емкости и узел транспортировки очищенной товарной нефти (RU 45293, B 01 D 19/00, 2005 г., Бюл. №13).
Недостатком указанной установки является то, что она требует значительных материальных расходов и эксплуатационных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за высокого расхода дорогостоящего химреагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (~ 0,9 т/ч или ~ 8 тыс.т/год), а также приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода химреагентом, увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и введения воды в составе применяемого химреагента-нейтрализатора). Кроме того, она не обеспечивает очистку сероводород- и меркаптансодержащей нефти одновременно от легких метил-, этилмеркаптанов до уровня норм ГОСТ Р 51858.
Наиболее близкой к предлагаемой является установка окислительной очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая
подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую (буферную) 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, направленными против потока нефти под углом 20-30° (RU 2120464, C 10 G 27/06, 1998 г, Бюл. №29).
Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает снижение общей серы в очищенной товарной нефти и приводит к загрязнению ее коррозионной элементной серой, образующейся в результате каталитического окисления содержащегося 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, средствах КИПиА и трубопроводах. Очистка таких нефтей на указанной установке требует проведения процесса окисления содержащихся сероводорода и меркаптанов
воздухом 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 (буферную) емкость на смешение с исходной нефтью. Однако, возврат (рециркуляция) большого объема очищенной нефти (до 200%) приводит к увеличению нагрузки на сырьевой насос и необходимости использования насоса большой производительности (следовательно, к увеличению расхода электроэнергии) и необходимости применения крупногабаритных аппаратов для обеспечения необходимого по технологии времени пребывания.
Вышеуказанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой (варианты) очистки сернистой нефти от сероводорода и легких меркаптанов.
Предлагаемая установка (вариант 1) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, буферную емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор реакционной смеси, которая в отличие от известной установки, снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, и дополнительно содержит колонну отдувки газом, установленную на входе установки (перед буферной емкостью) и предназначенную для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет отдувки малосернистым или сероочищенным углеводородным (нефтяным или природным) газом; при этом верхний боковой штуцер колонны отдувки соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, ее нижний боковой штуцер - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, куб ее соединен трубопроводом с буферной емкостью нефти, а верх - с системой сбора и утилизации нефтяных газов (газов сепарации сернистой нефти) и/или с
факельной системой. Кроме того, верхняя часть буферной емкости нефти соединена газопроводом с системой сбора и утилизации нефтяных газов низкого давления и/или факельной системой. Нижняя (кубовая) часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора катализатора окисления (или эмульсии раствора катализатора с очищенной нефтью) на смешение с очищаемой нефтью.
Отличительными признаками предлагаемой полезной модели от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие массообменного аппарата колонного типа (колонны отдувки), установленного на линии подводящего трубопровода сернистой нефти перед буферной емкостью, и подводящего трубопровода малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, соединенного к нижнему боковому штуцеру колонны отдувки, а также наличие трубопроводов, соединяющих верх колонны отдувки и буферной емкости с системой сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа, и трубопровода, соединяющего нижнюю (кубовую) часть емкости-сепаратора с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
Сущность заявляемой полезной модели заключается в том, что установка дополнительно содержит подводящий трубопровод малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и колонну отдувки нефти газом, установленную на входе установки, наличие которых позволяет осуществить многоступенчатое противоточное контактирование сероводородсодержащей нефти и углеводородного газа в колонне, в результате чего достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода при небольших удельных расходах отдувочного газа, подаваемого в нижнюю часть колонны отдувки. Затем очищенную от основного количества сероводорода нефть через емкость-сепаратор подают центробежным насосом в реактор окисления, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет
каталитического окисления их кислородом воздуха. Это позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти за счет десорбционного удаления из нефти основного количества сероводорода в колонне отдувки, уменьшить загрязнение нефти коррозионной элементной серой, исключить возможность сероотложений в оборудовании и трубопроводах блока окислительной доочистки, снизить содержание воды в очищенной товарной нефти за счет уменьшения образования реакционной воды, а также многократно уменьшить расход воздуха на последующую окислительную доочистку нефти и, следовательно, снизить необходимое давление проведения процесса окисления и тем самым исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров и высоконапорных центробежных нефтяных насосов, толстостенных аппаратов и трубопроводов. Предварительное десорбционное удаление основного количества содержащегося сероводорода в колонне отдувки позволяет также снизить расход щелочи на последующую окислительную доочистку нефти.
Таким образом, основной технический результат, достигаемый при реализации заявляемой полезной модели заключается в повышении качества получаемой на установке очищенной товарной нефти, а также в снижении энергетических и материальных затрат при эксплуатации установки.
3
4+выше
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов, десорбционная очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только отдувкой газом требует проведения процесса отдувки с большими удельными расходами отдувочного газа (более 15-20 м/т нефти) и при повышенных температурах, а это приводит к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти из-за возрастания потерь (уноса) наиболее ценных углеводородов С, т.е. легких бензиновых фракций нефти с отходящим отдувочным газом. Кроме того, содержащиеся в нефти легкие меркаптаны трудно поддаются отдувке даже при больших удельных расходах отдувочного газа, в результате не обеспечивается одновременная очистка нефти от легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858. Проведенные
3
4+выше
эксперименты показывают также, что основная часть сероводорода, находящаяся в нефти в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко десорбируется и отдувается из нефти при небольших удельных расходах отдувочного газа (3-10 нм/т нефти), при которых не происходит значительный унос ценных углеводородов С и, в результате, сохраняется высокий выход очищенной товарной нефти от потенциала и достигается снижение остаточного содержания сероводорода и легких меркаптанов до уровня норм ГОСТ Р 51858. Таким образом, при реализации и эксплуатации предлагаемой установки обеспечивается получение очищенной товарной нефти более высокого качества при сохранении ее высокого выхода от потенциала.
На чертеже (Фиг.1) представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Установка содержит подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа 3, колонну отдувки газом 2, буферную емкость 4, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) водно-щелочного раствора катализатора 5 и насос-дозатор 6, центробежный нефтяной насос 8, подводящий трубопровод сжатого воздуха 9 (воздушный компрессор с ресивером на схеме не показаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 10, реактор окисления 11, емкость-сепаратор реакционной смеси 12 и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.
3
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленную (дегазированную, обезвоженную и обессоленную) на УПН нефть, содержащую более 300 ppm сероводорода и более 100 ppm метил-, этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в верхнюю часть колонны отдувки 2, в нижнюю часть которой по трубопроводу 3 через регулятор расхода подают расчетное количество малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа. Отдувку газом в колонне 2, например снабженной регулярной насадкой, проводят при температуре 25-65°С, давлении 0,12-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 3-10 нм/т нефти, при которых достигается десорбционное удаление из
1
3
нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха колонны 2 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляют в существующую систему сбора и утилизации сернистых нефтяных газов (или в факельную систему). Частично очищенная от сероводорода нефть из куба колонны 2 под своим давлением поступает в буферную емкость 4, где за счет снижения давления до ~ 0,105 МПа происходит выделение из нефти (сепарация) легких углеводородов C-С, растворенных в нефти при отдувке ее углеводородным газом, т.е. емкость 4 служит сепаратором низкого давления, позволяющим снизить давление насыщенных паров (ДНП) очищенной товарной нефти до норм ГОСТ Р 51858 (не более 66,7 кПа). Отделенный газ сепарации с верха емкости 4 направляется в систему сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа (или в факельную систему). Частично очищенную нефть из куба емкости 4 центробежным насосом 8 подают в реактор окисления 11. При этом в поток нефти перед насосом 8 из емкости 5 насосом-дозатором 6 по трубопроводу 7 непрерывно вводят через форсунки (на схеме не показаны) расчетное количество водно-щелочного раствора катализатора окисления. Потребное количество щелочного раствора катализатора рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в колонне отдувки 2. Учитывая высокую стабильность в водно-щелочной среде, доступность и сравнительно низкую стоимость, в качестве катализатора окисления преимущественно используют неорганические комплексы двухвалентной меди или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или аммиаком, которые обладают достаточно высокой каталитической активностью в реакциях окисления сероводорода и легких меркаптанов (RU 2167187 и RU 2186087), и их использование позволяет исключить необходимость снабжения емкости 5 барботером инертного газа (азота) для продувки растворов катализатора окисления, т.е. замена применяемого на известной установке малостабильного в щелочной среде и дорогостоящего фталоцианина кобальта на вышеуказанный катализатор позволяет упростить узел приготовления раствора катализатора и снизить его стоимость.
Эффективное смешение раствора катализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 8, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель. В поток нефти с эмульгированным в ней раствором катализатора после насоса 8 по трубопроводу 9 через смесительное устройство 10, например выполненное в виде тора с отверстиями, подают расчетное количество сжатого воздуха. Потребное количество воздуха для окисления также рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в колонне отдувки 2. В реакторе 11, например снабженном ситчатыми провальными тарелками, при температуре 25-65°С и под давлением, обеспечивающем практически полное растворение введенного воздуха в нефти, происходит каталитическое окисление остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 11 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 12, где за счет снижения давления до 0,13-0,45 МПа происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха и отстой раствора катализатора. Реакции окисления продолжаются в емкости 12, если они не завершились в реакторе 11. Отработанный воздух (азот) с верха емкости-сепаратора 12 через регулятор давления направляют в факельную систему на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов и сернистых соединений. Отделенный раствор (или эмульсию) катализатора из куба емкости 12 по трубопроводу 13 через регулятор расхода возвращают на смешение с очищаемой нефтью на прием центробежного насоса 8. Очищенная от сероводорода и метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости-сепаратора 12 под своим давлением поступает в существующий резервуар товарной нефти узла учета и транспортировки нефти (на схеме не показан).
Вышеописанную установку очистки нефти предлагается использовать на тех объектах добычи и подготовки сероводородсодержащих нефтей, где имеется малосернистый газ сепарации бессероводородной (девонской) нефти или природный газ, или эксплуатируется установка сероочистки газов сепарации сероводородсодержащей нефти, т.е. там, где имеется в
достаточном количестве малосернистый или сероочищенный газ для подачи его в колонну отдувки.
Вышеназванный технический результат - повышение качества получаемой на установке товарной нефти, многократное уменьшение расхода воздуха и щелочи на окислительную очистку нефти и, следовательно, снижение давления проведения процесса окисления в реакторе достигается также при реализации и эксплуатации предлагаемого описываемого ниже варианта установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов.
Предлагаемая установка (вариант 2) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, буферную емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления, и емкость-сепаратор реакционной смеси, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена насосно-эжекторной установкой, установленной после буферной емкости сернистой нефти и предназначенной для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет создания разрежения (вакуума) в газовом коллекторе, соединяющем буферную емкость со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора. При этом насосно-эжекторная установка (НЭУ) включает в себя жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ), емкость-сепаратор жидкостно-газовой смеси, циркуляционный насос рабочей жидкости ЖГЭ, систему трубопроводов для обвязки аппаратов НЭУ между собой и газопровод, соединяющий всасывающий газовый патрубок (вход) ЖГЭ с верхней частью буферной емкости сернистой нефти, а также газопровод, соединяющий верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой. Кроме того, нижняя (кубовая) часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного
насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
Отличительными признаками данного предлагаемого варианта от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие насосно-эжекторной установки, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью буферной емкости сернистой нефти и наличие газопровода, соединяющего верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, а также наличие трубопровода, соединяющего нижнюю (кубовую) часть емкости-сепаратора реакционной смеси с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
Наличие НЭУ, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью буферной емкости сернистой нефти, позволяет создать разрежение (вакуум) в газовом коллекторе (и в газовом пространстве буферной емкости, частично заполненной очищаемой нефтью), что обеспечивает десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-90%) растворенного сероводорода при неглубоком вакууме, при котором исключается значительный унос легких бензиновых фракций нефти с отсасываемым ЖГЭ сероводородсодержащим газом вакуумной сепарации сернистой нефти и не происходит заметного снижения выхода товарной нефти от потенциала. Таким образом, в данном варианте предлагаемой установки предварительное десорбционное удаление основного количества сероводорода происходит в буферной емкости сернистой нефти за счет создания в ней разрежения с помощью НЭУ, т.е. буферная емкость служит вакуумным сепаратором сероводородсодержащей нефти. Затем очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба буферной емкости нефтяным насосом подают в реактор окисления, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет каталитического окисления их кислородом воздуха. Предварительное удаление из нефти основного количества сероводорода
вакуумной сепарацией (как и предварительное удаление сероводорода отдувкой газом в десорбционной колонне в описанном выше варианте 1) позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти, уменьшить загрязнение ее коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в оборудовании и нефтепроводах, снизить содержание в нефти воды (как за счет уменьшения образования реакционной воды, так и удаления части содержащейся в нефти воды при вакуумной сепарации), снизить расход раствора щелочи и многократно уменьшить расход воздуха окисления и, следовательно, существенно снизить необходимое давление проведения процесса окисления и тем самым исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов.
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов, очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только вакуумной сепарацией нефти требует проведения процесса сепарации при глубоком вакууме и повышенных температурах, что приводит к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти от потенциала за счет возрастания потерь (уноса) легких бензиновых фракций с выделяющимся из нефти газом вакуумной сепарации, отсасываемым ЖГЭ. Проведенные эксперименты показывают также, что основная часть сероводорода, находящаяся в нефти в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко десорбируется из нефти и удаляется с выделяющимся газом сепарации при умеренном снижении давления сепарации (Δр=0,03-0,05 МПа) и невысоких температурах, обычно поддерживаемых на установках подготовки высокосернистых нефтей (30-60°С), при которых не происходит значительного уноса легких бензиновых фракций нефти с газом сепарации и сохраняется высокий выход товарной нефти от потенциала.
Следует отметить, что НЭУ используются в нефтегазодобывающей промышленности для утилизации (сжатия и транспортировки) низконапорных нефтяных газов, выделяющихся на концевых сепарационных
установках (ж.«Нефтяное хозяйство», 1990 г., №2, с.64-66 и др.), а также в нефтеперерабатывающей промышленности для создания вакуума в ректификационной колонне (RU 2048156 и др.).
На чертеже (Фиг.2) представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти (вариант 2). Установка содержит подводящий трубопровод сернистой нефти 1, буферную емкость-сепаратор 4, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) водно-щелочного раствора катализатора 5 и насос-дозатор 6, центробежный нефтяной насос 8, подводящий трубопровод сжатого воздуха 9 (воздушный компрессор с ресивером на схеме не показаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 10, реактор окисления 11, емкость-сепаратор реакционной смеси 12, насосно-эжекторную установку, включающую жидкостно-газовый эжектор 14, емкость-сепаратор рабочей жидкости ЖГЭ 15, теплообменник-холодильник рабочей жидкости 16 и циркуляционный насос рабочей жидкости 17, и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленную на УПН нефть, содержащую более 300 ppm сероводорода и более 100 ppm метил-, этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в буферную емкость-сепаратор 4, снабженную регулятором уровня нефти (раздела фаз нефть-газ), и газопроводом, соединяющим верхнюю ее часть со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора 14. В буферной емкости-сепараторе 4 за счет отсасывания газов и создания вакуума с помощью ЖГЭ из нефти десорбируется основное количество содержащегося сероводорода, который вместе с легкими углеводородами и рабочей жидкостью поступает из ЖГЭ в емкость-сепаратор рабочей жидкости 15, где за счет снижения давления жидкостно-газовой смеси до ~ 0,11 МПа происходит сепарация рабочей жидкости от сероводородсодержащего газа. Отделенный сероводородсодержащий газ с верха емкости-сепаратора 15 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляется в систему сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа (или в факельную систему), а рабочую
3
жидкость из куба сепаратора 15 через теплообменник-холодильник 16 циркуляционным насосом 17 возвращают в ЖГЭ. При этом в качестве рабочей жидкости используют техническую воду, водонефтяную эмульсию или подготовленную нефть. Для сокращения потерь нефти (уноса легких бензиновых фракций) и сохранения высокого выхода товарной нефти от потенциала сепарацию сернистой нефти в емкости-сепараторе 4 проводят при остаточном давлении 0,07-0,05 МПа и температуре 30-60°С, при которых достигается удаление из нефти основного количества (до 80-90%) содержащегося сероводорода. Для уменьшения сероводородной и микробиологической коррозии аппаратов и трубопроводов НЭУ в состав циркулирующей рабочей жидкости ЖГЭ дополнительно вводят эффективное количество (50-500 г/м) ингибитора коррозии-бактерицида, например продуктов взаимодействия формальдегида (формалина) с этаноламином и/или аммиаком (RU 2186957, RU 2191849, RU 2228946). В случае увеличения объема рабочей жидкости в емкости-сепараторе 15 выше допустимого за счет конденсации легких углеводородов и паров воды из жидкостно-газовой смеси, избыток рабочей жидкости выводится из емкости-сепаратора 15 по уровню раздела фаз жидкость-газ и направляют на установку подготовки нефти.
Очищенная от основного количества сероводорода нефть из куба емкости-сепаратора 4 центробежным насосом 8 подают в реактор окисления 11. При этом в поток нефти перед насосом 8 из емкости 5 насосом-дозатором 6 по трубопроводу 7 непрерывно вводят через форсунки (на схеме не показаны) расчетное количество водно-щелочного раствора катализатора окисления. После насоса 8 в поток нефти по трубопроводу 9 через смесительное устройство 10 подают расчетное количество сжатого воздуха для окисления остаточного сероводорода и легких меркаптанов. Потребные количества щелочного раствора катализатора и сжатого воздуха рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в емкости-сепараторе 4. В качестве катализатора окисления преимущественно используют неорганические комплексы двухвалентной меди или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или
аммиаком (RU 2167187 и RU 2186087). В реакторе 11 при температуре 25-60°С и под давлением, обеспечивающем практически полное растворение введенного воздуха в нефти, происходит каталитическое окисление остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 11 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 12, где за счет снижения давления до 0,13-0,45 МПа происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха и отстой отработанного раствора катализатора. Отработанный воздух (азот) с верха емкости 12 через регулятор давления направляют в факельную систему на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов и сернистых соединений. Отделенный раствор (или эмульсию) катализатора из куба емкости 12 по трубопроводу 13 через регулятор расхода возвращают на смешение с очищаемой нефтью на прием центробежного насоса 8. Очищенная от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости-сепаратора 12 под своим давлением поступает в существующий резервуар товарной нефти узла учета и транспортировки нефти (на схеме не показан).
Вышеописанный вариант установки очистки нефти предлагается использовать на тех объектах добычи и подготовки сероводородсодержащей нефти, где отсутствует малосернистый или сероочищенный углеводородный (нефтяной или природный) газ для подачи его в колонну отдувки.
Таким образом, как видно из вышеизложенного, предлагаемая установка (варианты) по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
- обеспечивается некоторое снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти (на 0,03-0,2% мас. в зависимости от содержания сероводорода в очищаемой нефти);
- исключается (или значительно снижается) загрязнение очищенной товарной нефти коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в технологическом оборудовании, трубопроводах, средствах КИПиА и запорно-регулирующей арматуре;
- обеспечивается снижение содержания воды в очищенной товарной  нефти;
- обеспечивается многократное снижение расхода сжатого воздуха на окислительную очистку нефти и, следовательно, давления проведения процесса окисления, что позволяет отказаться от использования на установке многоступенчатых воздушных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов и трубопроводов;
- обеспечивается многократное уменьшение объема отходящего отработанного воздуха окисления (азота), содержащего примеси углеводородов и сернистых соединений и требующего последующего термического обезвреживания сжиганием на факеле или прокалкой в технологической печи, что позволяет снизить расход топливного газа и уменьшить загрязнение атмосферы выбросами токсичных соединений;
4
- обеспечивается снижение расхода щелочного агента (NaOH или NHОH) на окислительную очистку нефти, что позволяет уменьшить габариты аппаратов узла приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления.