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 окислительной очистки сернистой 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. 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, C 10 G 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 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 и средствах КИПиА. Очистка таких нефтей 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, возврат (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.
Наиболее близкой к предлагаемой является 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, 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 снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти, требует значительных материальных расходов и эксплуатационных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за высокого расхода дорогостоящего реагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода
3
(около 300 л/час или более 2,6 тыс.м/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.
Указанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой (варианты) очистки сернистой нефти от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов.
Предлагаемая установка очистки нефти (вариант 1) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом очищаемой сернистой нефти, смесительное устройство для смешения реагента-нейтрализатора с нефтью, установленное на трубопроводе нефти после точки ввода реагента-нейтрализатора, и буферную емкость, которая в отличие от известной установки (прототипа), снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа, и дополнительно содержит колонну отдувки газом, установленную на входе установки и предназначенную для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет отдувки его малосернистым или сероочищенным углеводородным газом, причем верхний боковой штуцер колонны отдувки соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, ее нижний боковой штуцер - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, верх колонны - с системой сбора и утилизации нефтяных газов (газов сепарации сернистой нефти) и/или с факельной системой, а куб колонны соединен трубопроводом со смесительным устройством. Кроме того, для обеспечения необходимого
времени контакта реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью и протекания реакций нейтрализации содержащихся сероводорода и легких меркаптанов установка снабжена трубчатым реактором, представляющим собой трубопровод расчетной длины от смесительного устройства до буферной емкости, например выполненный в виде змеевика. Для обеспечения дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор может быть снабжен статическим(и) смесителем(ями), установленным(и) приблизительно в середине и/или на расстоянии около 1/3 длины реактора-трубопровода от буферной емкости. 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), установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед смесительным устройством, причем в качестве смесительного устройства для смешения реагента с нефтью преимущественно используют центробежный насос или проточный роторный смеситель типа ПРГ, или диафрагменный смеситель. При эксплуатации предлагаемой установки в качестве реагента-нейтрализатора, обеспечивающего эффективную нейтрализацию легких меркаптанов и остаточных количеств сероводорода, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином или аммиаком, предпочтительно с алканоламином или алкиламином, или водно-щелочные растворы нитрита натрия или пероксида водорода.
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, подводящего трубопровода малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, подключенного к нижнему боковому штуцеру
колонны отдувки, и трубопровода (газопровода), соединяющего верх колонны отдувки с системой сбора и утилизации нефтяного газа и/или с факельной системой, а также наличие трубчатого реактора, снабженного статическим смесителем реакционной смеси.
Сущность заявляемой полезной модели заключается в том, что установка дополнительно содержит подводящий трубопровод малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и колонну отдувки 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. Затем очищенная от основного количества сероводорода нефть через смесительное устройство проточного типа поступает в трубчатый реактор, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет нейтрализации их введенным реагентом-нейтрализатором. 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 нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода, снизить содержание воды в очищенной товарной нефти за счет уменьшения образования реакционной воды и воды, вводимой с реагентом, и, главное, многократно уменьшить расход дорогостоящего реагента-нейтрализатора, что позволяет значительно сократить материальные расходы при эксплуатации установки.
Таким образом, основной технический результат, достигаемый при реализации и эксплуатации предлагаемой установки заключается в повышении качества товарной нефти, получаемой на установке, а также в значительном снижении материальных затрат при ее эксплуатации.
3
3
4+выше
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 эксперименты показывают, 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 значительного уноса ценных углеводородов С и, в результате, при проведении последующей доочистки нефти реагентом-нейтрализатором 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 и многократном сокращении расхода дорогостоящего реагента-нейтрализатора.
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 2, колонну отдувки газом 3, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, включающий емкость(и) приема и хранения реагента-нейтрализатора 4, насос-дозатор 5, напорный
трубопровод которого снабжен гасителем пульсаций давления 6 и форсункой(ами) 8, установленной(ыми) в трубопроводе нефти, смесительное устройство проточного типа 9, например представляющее собой центробежный нефтяной насос, приемный трубопровод которого соединен с кубом колонны отдувки и напорным трубопроводом насоса-дозатора, трубчатый реактор 10, соединенный с напорным патрубком центробежного нефтяного насоса и снабженный статическим(и) смесителем(ями) реакционной смеси 11, буферную емкость 12, подключенную к трубчатому реактору, 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- и этилмеркаптанов, подают по трубопроводу 1 в верхнюю часть колонны отдувки 3, в нижнюю часть которой по трубопроводу 2 через регулятор расхода подают расчетное количество малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа. Отдувку газом в колонне 3, например снабженной регулярной насадкой, проводят при температуре 25-65°С, давлении 0,12-0,35 МПа и удельном расходе отдувочного газа 3-10 нм/т нефти, при которых достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-95%) содержащегося сероводорода. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха колонны 3 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляют в существующую систему сбора и утилизации сернистых нефтяных газов (или в факельную систему). Частично очищенную от сероводорода нефть из куба колонны 3 центробежным насосом 9 подают в трубчатый реактор 10. При этом в поток нефти перед насосом 9 из емкости 4 насосом-дозатором 5 по напорному трубопроводу 7 непрерывно вводят (дозируют) через форсунки 8 расчетное количество реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов. Потребное количество нейтрализатора рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в колонне отдувки 3. При этом в качестве эффективного реагента-
нейтрализатора, обеспечивающего одновременную нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов в нефти, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином, предпочтительно с алканоламином и/или алкиламином (RU 2121492, RU 2187627, RU 2216568, RU 2228946 и др.) или продукт(ы) взаимодействия формальдегида с аммиаком и/или моноэтаноламином (RU 2186957, RU 2191849), или водно-щелочные растворы нитрита натрия (RU 2241018) или пероксида водорода (RU 2146693, RU 2182924).
Эффективное смешение реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 9, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель проточного типа. При дальнейшем движении реакционной смеси с температурой 25-65°С по трубчатому реактору 10, представляющему собой напорный нефтепровод расчетной длины, например выполненный в виде змеевика, и обеспечивающий минимально необходимое время контакта реагента с очищаемой нефтью (не менее 5-20 минут в зависимости от температуры нефти), протекают реакции нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов. Для дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор снабжают статическим смесителем (одним или несколькими), например представляющим собой диафрагменный смеситель или эмульсионный клапан (Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра. 1973. 376 с.). Реакционная смесь из трубчатого реактора 10 под своим давлением поступает в емкость 12, где продолжаются реакции нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, если они не завершились в реакторе 10, а также происходит отстой эмульсионной воды, которая периодически (по мере накопления) отводится из куба емкости в систему сбора и утилизации пластовой воды. Очищенная от остаточного сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из
емкости 12 поступает на существующий узел учета и транспортировки товарной нефти (на схеме не показан).
Вышеназванный технический результат - повышение качества товарной нефти, получаемой на установке, и многократное уменьшение расхода реагента-нейтрализатора при эксплуатации установки 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, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, содержащий узел приема и хранения реагента-нейтрализатора, насос-дозатор, напорный трубопровод которого соединен с трубопроводом очищаемой сернистой нефти, смесительное устройство для смешения реагента-нейтрализатора с нефтью, установленное на трубопроводе нефти после точки ввода реагента-нейтрализатора, буферную емкость, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена нефтегазовым сепаратором и насосно-эжекторной установкой, установленной после сепаратора сернистой нефти и предназначенной для создания разрежения (вакуума) в нефтегазовом сепараторе, причем 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, а также газопровод, соединяющий всасывающий газовый патрубок (вход) ЖГЭ с верхней частью сепаратора сернистой нефти, и газопровод, соединяющий верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой. Для отбора избытка тепла от циркулирующей рабочей жидкости ЖГЭ и поддержания заданной температуры жидкости в контуре циркуляции насосно-эжекторная установка может быть снабжена теплообменником-холодильником, например установленным на приемном трубопроводе циркуляционного насоса. Кроме того, для обеспечения необходимого времени контакта реагента-нейтрализатора с очищаемой нефтью и протекания реакций
нейтрализации содержащихся остаточного сероводорода и легких меркаптанов установка снабжена трубчатым реактором, представляющим собой трубопровод расчетной длины от смесительного устройства до буферной емкости, например выполненный в виде змеевика. Для обеспечения дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор может быть снабжен статическим(и) смесителем(ями), установленным(и) приблизительно в середине и/или на расстоянии около 1/3 длины реактора-трубопровода от буферной емкости. Для обеспечения стабильности подачи 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, и форсункой(ами), установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед смесительным устройством, причем в качестве смесительного устройства для смешения реагента с нефтью преимущественно используют центробежный насос или проточный роторный смеситель типа ПРГ. Для повышения степени десорбционного удаления содержащегося сероводорода при вакуумной сепарации нефти предлагаемая установка может быть снабжена дополнительным жидкостно-газовым эжектором, установленным перед нефтегазовым сепаратором, и подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, причем жидкостный патрубок (сопло) ЖГЭ соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, газовый патрубок его соединен с подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, а выход - с нефтегазовым сепаратором. При эксплуатации предлагаемой установки в качестве реагента-нейтрализатора, обеспечивающего эффективную нейтрализацию остаточного сероводорода и легких меркаптанов, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином или аммиаком,
предпочтительно с алканоламином или алкиламином, или водно-щелочные растворы нитрита натрия или пероксида водорода.
Отличительными признаками данного предлагаемого варианта от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие нефтегазового сепаратора, насосно-эжекторной установки, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью сепаратора сернистой нефти, трубчатого реактора, снабженного статическим смесителем, и наличие газопровода, соединяющего верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, а также подводящего трубопровода малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и дополнительного жидкостно-газового эжектора, жидкостный патрубок которого соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, газовый патрубок - с подводящим трубопроводом углеводородного газа.
3
Наличие НЭУ, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью сепаратора сернистой нефти, позволяет создать разрежение (вакуум) в нефтегазовом сепараторе, 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. Следует указать, что предварительное смешение исходной сернистой нефти с небольшим объемом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, взятым из расчета 1-3 нм/т нефти, в жидкостно-газовом эжекторе, установленном на входе установки, обеспечивает повышение степени десорбционного удаления содержащегося сероводорода (до 95-98%) при последующей вакуумной сепарации газонасыщенной нефти. Таким образом, в данном варианте предлагаемой установки предварительное десорбционное удаление основного количества сероводорода происходит в сепараторе сернистой нефти за счет создания в
нем разрежения с помощью НЭУ. Затем очищенная от основного количества сероводорода нефть из куба сепаратора нефтяным насосом подается в трубчатый реактор, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет нейтрализации их введенным реагентом-нейтрализатором. Предварительное удаление из нефти основного количества сероводорода вакуумной сепарацией (как и предварительное удаление сероводорода отдувкой газом в десорбционной колонне в вышеописанном варианте 1) позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти, уменьшить загрязнение ее нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода, снизить содержание в товарной нефти воды (как за счет уменьшения образования реакционной воды, так и удаления части содержащейся в нефти воды при вакуумной сепарации) и, главное, многократно уменьшить расход дорогостоящего нейтрализатора.
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, 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 обводненных сернистых 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 подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа 2, блок нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, включающий емкость(и) приема и хранения нейтрализатора 4, насос-дозатор 5, напорный трубопровод которого снабжен гасителем пульсаций давления 6 и форсункой(ами) 8, установленной(ыми) в трубопроводе нефти, смесительное устройство - центробежный нефтяной насос 9, приемный трубопровод которого соединен с нефтегазовым сепаратором и напорным трубопроводом насоса-дозатора, трубчатый реактор 10, соединенный с напорным патрубком центробежного нефтяного насоса и снабженный статическим смесителем 11, буферную емкость 12, жидкостно-газовый эжектор 13, нефтегазовый сепаратор 14, насосно-эжекторную установку, включающую жидкостно-газовый эжектор 15, емкость-сепаратор 16 рабочей жидкости ЖГЭ, теплообменник-холодильник рабочей жидкости 17, циркуляционный насос 18, и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленная на УПН нефть, содержащая более 300 ppm сероводорода и более 100 ppm легких метил- и этилмеркаптанов, поступает по трубопроводу 1 в сопло эжектора 13, газовый патрубок которого соединен с подводящим трубопроводом 2 для подачи углеводородного газа. В камере смешения ЖГЭ происходит прямоточное контактирование нефти с сероочищенным углеводородным газом, в результате чего содержащийся сероводород перераспределяется и значительная его часть переходит из нефти в
3
углеводородный газ, т.е. входной ЖГЭ выполняет функцию смесителя сероводородсодержащей нефти с углеводородным газом. Газонефтяная смесь из ЖГЭ поступает в сепаратор 14, снабженный регулятором уровня нефти (раздела фаз нефть-газ), и газопроводом, соединяющим верхнюю часть сепаратора со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора 15 НЭУ. В сепараторе 14 за счет отсасывания газов и создания вакуума с помощью НЭУ из нефти десорбируется основное количество содержащегося сероводорода, который вместе с легкими углеводородами и рабочей жидкостью поступает из ЖГЭ 15 в емкость-сепаратор рабочей жидкости 16, 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 16 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не показаны) направляется в систему сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа (или в факельную систему), а рабочую жидкость из куба сепаратора 16 через теплообменник-холодильник 17 циркуляционным насосом 18 возвращают в сопло ЖГЭ 15. 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 сепараторе 14 проводят при остаточном давлении 0,07-0,05 МПа и температуре 30-60°С, при которых достигается удаление из нефти основного количества (до 90-98%) 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 или параформальдегида) с этаноламином и/или аммиаком (RU 2186957, RU 2191849, RU 2228946). В случае увеличения объема рабочей жидкости в сепараторе 16 выше допустимого за счет конденсации легких углеводородов
и паров воды из жидкостно-газовой смеси, избыток рабочей жидкости выводится из сепаратора 16 по уровню раздела фаз жидкость-газ и направляется на установку подготовки нефти.
Очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба сепаратора 14 центробежным насосом 9 подают в трубчатый реактор 10. При этом в поток нефти перед насосом 9 из емкости 4 насосом-дозатором 5 по трубопроводу 7 непрерывно вводят через форсунки 8 расчетное количество реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов. Потребное количество нейтрализатора рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в вакуумном сепараторе 14. В качестве эффективного реагента-нейтрализатора, обеспечивающего одновременную нейтрализацию остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов в нефти, преимущественно используют продукт(ы) взаимодействия формальдегида (формалина или параформальдегида) с первичным и/или вторичным органическим амином или аммиаком, предпочтительно с алканоламином или алкиламином (RU 2121492, RU 2187627, RU 2216568, RU 2228946 и др.) или продукт(ы) взаимодействия формальдегида с аммиаком и/или моноэтаноламином (RU 2186957, RU 2191849), или водно-щелочные растворы нитрита натрия (RU 2241018) или пероксида водорода (RU 2146693, RU 2182924).
Эффективное смешение нейтрализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 9, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель проточного типа. При дальнейшем движении реакционной смеси с температурой 25-60°С по трубчатому реактору 10, представляющему собой напорный нефтепровод расчетной длины, например выполненный в виде змеевика, и обеспечивающий минимально необходимое время контакта реагента с очищаемой нефтью (не менее 5-20 минут в зависимости от температуры нефти), протекают реакции нейтрализации остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов. Для дополнительного перемешивания реакционной смеси и интенсификации процесса нейтрализации трубчатый реактор снабжают
статическим смесителем 11 (одним или несколькими), например представляющим собой диафрагменный смеситель или эмульсионный (смесительный) клапан. Реакционная смесь из трубчатого реактора 10 под своим давлением поступает в буферную емкость 12, где продолжаются реакции нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, если они не завершились в трубчатом реакторе, а также  происходит отстой эмульсионной воды, которая периодически отводится в систему сбора и утилизации пластовой воды. Очищенная от остаточных количеств сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из буферной емкости 12 поступает на существующий узел учета и транспортировки товарной нефти (на схеме не показан).
Последний вариант установки очистки нефти может быть использован на тех объектах добычи и подготовки сероводородсодержащей нефти, где отсутствует в требуемом количестве малосернистый или сероочищенный углеводородный (нефтяной или природный) газ.
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);
- значительно снижается загрязнение очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода реагентом;
- обеспечивается очистка нефти от легких меркаптанов до уровня современных требований;
- обеспечивается снижение содержания воды в товарной нефти;
- обеспечивается многократное сокращение расхода дорогостоящего реагента-нейтрализатора и, следовательно, существенное снижение материальных затрат при эксплуатации установки, а также уменьшение габаритов аппаратов узла приготовления и хранения нейтрализатора.