Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода на промысловых объектах

Диссертация: Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода на промысловых объектах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Для устранения влияния продуктов взаимодействия реагента с сероводородом на точку эквивалентности химической реакциилежащей в основе определения концентрации хлористых солей по методу, А ГОСТ 21 534−76- последующие испытания проводились путём подачи реагента в горизонтальный участок трубопровода непосредственно на приём сырьевогонасоса, откачивающего нефть с РВС-2000. При этом на ступени… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДА ИЗ НЕФТИ
    • 1. 1. Химические методы удаления сероводорода из нефти
    • 1. 2. Физические методы удаления сероводорода из нефти
    • 1. 3. Комбинированные методы удаления сероводорода из нефти
    • 1. 4. Особенности распределения сероводорода между фазами продукции скважин: нефтью, газом и водой
    • 1. 5. Дифференцированный подход к решению проблемы очистки нефти от сероводорода
  • Выводы по главе 1
  • 2. ИССЛЕДОВАНИЯ ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДА ИЗ НЕФТИ. ^
    • 2. 1. Исследование эффективности нейтрализации сероводорода в нефти реагентами
    • 2. 2. Исследования по устранению влияния реагентов-нейтрализаторов и кислорода при очистке нефти от сероводорода на показатели её качества
  • Выводы по главе
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДА ИЗ НЕФТИ
    • 3. 1. Исследования по влиянию температуры и давления на эффективность удаления сероводорода из нефти
    • 3. 2. Исследования по удалению сероводорода из нефти с использованием эжектора и гидроциклона
    • 3. 3. Исследования по очистке нефти от сероводорода методом отдувки
    • 3. 4. Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода отдувкой в десорбционной колонне
    • 3. 5. Исследования по влиянию состава отдувочного газа на выбор основных параметров удаления сероводорода из нефти в десорбционной колонне
  • Выводы по главе 3
  • 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ
  • СЕРОВОДОРОДА НА УСТАНОВКАХ ЕЁ ПОДГОТОВКИ
    • 4. 1. Совершенствование технологии нейтрализации сероводорода в нефти реагентами
    • 4. 2. Совершенствование технологии удаления сероводорода из нефти прямым окислением сероводорода кислородом
    • 4. 3. Комплексная технология очистки нефти от сероводорода
    • 4. 4. Технико-экономическая оценка эффективности технологий очистки нефти от сероводорода

Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода на промысловых объектах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Всевозрастающая потребность в нефтепродуктах как энергоресурсах при снижении объёмов добычи девонских нефтей привела к необходимости вовлечения в разработку все большего количества нефтяных месторождений карбона. Проблема очистки нефти от сероводорода на нефтяных промыслах России является? актуальной) в. связи с введением в действие требований? ГОСТ Р 51 858−2002, ограничивающих сдачу товарной нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК „Транснефть“ с массовойдолей сероводородапревышающей 100 млн» 1. Жри: подготовке: нефти: к дальнейшему транспорту в странах Ближнего и Среднего Востокамассовая доля сероводорода в.

Л' ней не должна превышать (в мг/дм): Абу-Даби 70, Ливия — около Г, Иран (легкаянефть) • около 10, Иран (тяжелая) — менее 70, Ирак — не более 20 [1 ].

Введение

ограничений по остаточной: массовой: доле сероводорода, в сдаваемой нефти в России, в основном, обусловлено его высокой коррозионной активностью при хранении и транспорте по системе трубопроводов ОАО «АК „Транснефть“ [2], которые имеют достаточно солидный „возраст“: до 20 лет эксплуатируются 45,7%, от 20 до 30 лет — 29%, свыше 30 лет — 25,3% [3]. Транспорт и хранение сероводородсодержащей нефтисопровождается протеканием сероводородной коррозии нефтепроводов и резервуаров, что приводит к снижению их срока эксплуатации: Интенсивность сероводороднойкоррозии существенно возрастает при увеличениишарциального^ давления сероводорода' в среде: свыше 1,62−2,0 кПа [1]. При давлении, близком к атмосферному, ориентировочно концентрация сероводорода внефти при указанном диапазоне парциального его давления составляет 101−120 мг/дм (110−130 млн» 1). Ужесточение требований по остаточной концентрации сероводорода: в: сдаваемой нефти также связанно с необходимостью улучшения1 экологической обстановки в процессе её промыслового сбора и транспорта.

Расчётным путём по методике ВНИИТБ установлено, что для предотвращения превышения концентрации сероводорода в атмосфере рабочей зоны предельно-допустимого значения (ПДК), равного 3 мг/м, массовая его доля в нефти не должна превышать 30 мг/дм3.

В России превышение массовой доли сероводорода в товарной нефти значения 100 млн" 1 характерно для Татарстана, Башкортостана, Удмуртии, Самарской и Оренбургской областей [4]. Массовая доля сероводорода в нефтях, поступающих с объектов нефтедобывающих предприятий ОАО АНК «Баш-нефть» на коммерческие узлы учёта транспортных организаций, достигает 350 млн" 1. Массовая доля сероводорода в1 товарных нефтях ГШ i «Шкаповское» УДНГ «Аксаковское» составляет 200−350 млн" 1, на НСП «Япрык» УДНГ «Туймазинское» — до 200 млн" 1 и НСП «Алоторка» УДНГ «Уфимское» — от 90 до 250 млн" 1 [5].

Превышение массовой доли сероводорода в товарной нефти, добываемой на месторождениях Удмуртии, зафиксировано на УПН «Гремиха», которая составляет порядка 250 млн" 1. В Самарской и Оренбургской областях на отдельных объектах, осуществляющих сбор и подготовку не значительных объёмов нефти, массовая доля сероводорода также превышает предельно допустимое значение 100 млн" 1. Например, на ДНС-215 ООО «ТНС-Развитие» после горячей ступени сепарации массовая доля сероводорода в нефти составляет 500−600 млн" 1. На НПС «Отрадный» и «Нефтегорск» ОАО «Самаранефтегаз» массовая доля сероводорода в нефти на выходе с установок её подготовки составляет 235 и 145 млн" 1 соответственно.

Проблема очистки нефти от сероводорода наиболее актуальна для ОАО «Татнефть» вследствие того, что в систему ОАО «АК „Транснефть“ компанией осуществляется сдача порядка 16 млн. тонн в год товарной нефти с массовой долей сероводорода, превышающей 100 млн» 1, что составляет более 60% от общего объёма сдаваемой нефти. Проведённый анализ по определению массовой доли сероводорода в товарных нефтях УПВСН ОАО «Татнефть» позволил выявить объекты подготовки нефти, на которых указанный показатель качества не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51 858−2002. В таблице 1 представлены данные по массовой доле сероводорода, объёмам товарных нефтей на объектах ОАО «Татнефть» и наличии газотранспортной инфраструктуры вблизи объектов подготовки нефти [6]:

Таблица 1 — Данные по массовой доле сероводорода в товарных нефтях ОАО «Татнефть», её объёмам и наличии инфраструктуры.

Объект Массовая доля H2S, млн" 1 Наличие системы газосбора Объем нефти, млн. т/год.

Ямашская УПВСН НГДУ «Ямашнефть» («ЯН») 450 имеется 2,19.

Миннибаевский ЦПС НГДУ «Альметьевнефть» («АН») 500 0,75.

Кама-Исмагиловская УПВСН НГДУ «Лениногрскнефть» («JTH») 270 0,69.

Кичуйская УПВСН НГДУ «Елховнефть» («ЕН») 550 1,41.

Акташская УПВСН НГДУ «Елховнефть» 300 1,64.

Дюсюмовская УПВСН НГДУ «Джалильнефть» («ДН») 400 1,10.

Сулеевская ТХУ НГДУ «Джалильнефть» 300 0,55.

Куакбашская УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» 450 1,10.

УПН НГДУ «Бавлынефть» («БН») 220 1,83.

УПВСН «Андреевка» НГДУ «Нурлатнефть» («НН») 500 отсутствует 2,56.

УПВСН «Кутема» НГДУ «Нурлатнефть» 450 1,83.

Ново-Суксинская УПВСН НГДУ «Прикамнефть» (ПН) 70 1,80.

Итого 17,45.

Видно, что массовая доля сероводорода в товарных нефтях на объектах ОАО «Татнефть» находится в пределах от 70 до 550 млн" 1.

При этом суммарная доля товарной нефти, сдаваемой в систему «АК „Транснефть“, с массовой долей сероводорода, превышающей 400 млн» 1, составляет порядка 60% от общего количества сероводородсодержащей нефти (рисунок 1).

400−500 300−400 200−300 Массовая доля Н28 в нефти, млн 1.

Рисунок 1 — Данные по массовой доле сероводорода в товарной нефти ОАО «Татнефть» с учётом объёмов её сдачи.

Целью диссертационной работы является повышение качества товарной нефти по массовой доле сероводорода путём совершенствования технологий её очистки на промысловых объектах с минимальными затратами.

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

Выводы по главе 3.

1. Использование горячей ступени сепарации на большинстве объектов ОАО «Татнефть» не позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти до нормативных требований. Эффективность очистки нефти от сероводорода при использовании горячей ступени сепарации не превышает 30%.

2. Эжекторы и гидроциклоны целесообразно использовать в качестве аппаратов для интенсификации очистки нефти от сероводорода с высокой его массовой долей (300 млн" 1 и выше).

3. Отдувка нефти путём подачи углеводородного газа в подводящий нефтепровод сепаратора позволяет интенсифицировать процесс удаления сероводорода. Эффективность очистки нефти от сероводорода при температуре 60 °C и абсолютном давлении 0,12 МПа достигает 80-%. При этом убыль массьг нефти составляет 2%, что приводит к необходимости дополнительной доподготовки газа — отделения. из него конденсата.

4. Отдувка сероводорода из нефти в десорбционной колонне газом, не содержащим сероводород, позволяет довести её качество до требований ГОСГР'51 858−2002. Снижение количества конденсата при транспорте газа отдувки до установки сероочистки возможно при его охлаждении после ком-примирования на КС при* УПВСН для* условий Татарстана в зимний период до температуры порядка-5 °С, в летний, — до 15 °C с последующим отделением конденсата на КС.

5. Выявлены максимальные значения объёмных долей метана, этана, азота и двуокиси. углерода в составе отдувочного газа, при которых сохраняется масса нефти.

6. Разработан критерий сохранения массы нефти при очистке от сероводорода в десорбционной колонне до 95 млн" 1 в зависимости от основных параметров и состава отдувочного газа.

7. Для сохранения массы нефти процесс её очистки от сероводорода-в десорбционной колонне на объектах ОАО «Татнефть» целесообразно проводить приминимально возможной температуре и повышенном давлении, обеспечивающих снижение массовой доли сероводорода ниже 100 млн" 1, а также транспорт и утилизацию газа отдувки.

4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА НА УСТАНОВКАХ ЕЁ ПОДГОТОВКИ.

4.1 Совершенствование технологии нейтрализации сероводорода в нефти реагентами.

Использование реагентов-нейтрализаторов для очистки нефти от сероводорода требует решения ряда задач, связанных с выбором оптимальной точки их подачи в технологической цепочке подготовки нефти, способа и технических средств дозирования, определение условий применимости с точки зрения влияния на показатели качества нефти. Метод очистки нефти от сероводорода реагентами на промысловых объектах Татарстана реализован в виде схемы [140, 141], представленной на рисунке 4.1.1 и положенной в основу типового проекта (Приложение Б).

1 — ёмкость для приёма реагентов, 2 — погружной насос, 3 — ёмкость для хранения реагентов, 4 — блок насосов дозаторов, 5 — фильтр, 6 — воздушный колокол Рисунок 4.1.1 — Схема узла дозирования химических реагентов.

Из. автоцистерн реагент сливается в подземную ёмкость 1, из которой погружным насосом 2 закачивается в наземную ёмкость для его хранения 3. Из ёмкости 3 реагент поступает в блок насосов-дозаторов 4, оснащенный фильтрами 5 и воздушным колоколом для гашения пульсаций давления 6. Насос-дозатор подает реагент в трубопровод товарной нефти. При смешении реагента с товарной нефтью происходит взаимодействие реагента с сероводородом, находящимся в нефти, далее смесь поступает в буферные ёмкости. па свечу рассеивания неф^гь на очистку нефтьобработанная реагентом.

Время реакции должно составлять не менее 3−5 часов. Из буферных емкостей очищенная от сероводорода нефть поступает на узел учета. Ввод реагента в нефтяной поток для лучшего смешения с нефтью и взаимодействия с сернистыми компонентами нефти должен происходить с максимально возможным диспергированием подаваемой фазы. Технически этот вопрос решён двумя способами: ввод реагента через диспергирующую форсунку и его подача во всасывающую линию непосредственно перед насосом, при этом перемешивание реагента с нефтью до однородного состояния осуществляется с помощью рабочего колеса насоса.

Ввод реагента и его диспергирование с помощью насоса особых сложностей не представляет, в то время как ввод с помощью форсунки требует точного расчёта и подбора выпускного отверстия, тщательной фильтрации подаваемого реагента от механических примесей, контроля над повышением давления и, как следствие, установки дополнительных резервных форсунок, электроконтактных манометров и фильтров для повышения надежности и стабильности его подачи. В зависимости от расхода реагента количество отверстий в форсунке может быть любым — от одного до нескольких. Для эффективного протекания процесса нейтрализации сероводорода в нефти необходимо интенсивное диспергирование и равномерное распределение реагента в объеме нефти. Поэтому отверстия в трубке должны быть такого диаметра, чтобы при подаче реагента обеспечивался перепад давления на форсунке не менее 0,1 МПа. Промысловые испытания показывают, что при перепаде давления с меньшим значением ввод реагента в поток осуществляется без необходимого дробления’струи реагента на капли, что не обеспечивает эффективного распределения его в объёме нефти. В то же время отверстия в форсунке должны иметь диаметр, исключающий их забивание мельчайшими частицами механических примесей, которые могут находиться в реагенте. Как показывают промысловые исследования, в большинстве случаев достаточно одного отверстия диаметром 0,8−1,5 мм при исходной массовой доле сероводорода в нефти в интервале 250−650 млн" 1, которое расположено в центре и направлено навстречу нефтяного потока, что позволяет подавать реагент в область потока, где скорость его наибольшая для обеспечения равномерного перераспределения в объеме нефти. Для дополнительного смешения диспергированного в локальном объёме нефти реагента с остальным её объёмом внутри трубы установлен статический смеситель в виде шнека.

Подача реагента насосом-дозатором непосредственно на приём насоса перекачки нефти, с помощью которого осуществляется его диспергирование, приводит к перерасходу нейтрализатора, т.к. реагент, хранящийся в ёмкости, даже во время обратного хода поршня насоса-дозатора продолжает поступать через остающиеся открытыми за счёт перепада давления клапаны и за счёт этого объём жидкости, проходящей через насос-дозатор, увеличивается до полутора раз. Эта проблема решается установкой на выкидной трубопровод насоса-дозатора гасителя пульсаций давления (депульсатора), а также диафрагмы, создающей противодавление, не позволяющее жидкости свободно протекать через клапаны насоса-дозатора [142−144].

Для определения возможности промывки из нефти продуктов взаимодействия реагента с сероводородом проведены промысловые испытания на Сулеевской ТХУ (СТХУ) НГДУ «Джалильнефть», Кичуйской УПВСН НГДУ «Елховнефть», УПН НГДУ «Бавлынефть» и Кама-Исмагиловской УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть» [145].

Продукция скважин поступает на СТХУ (массовая доля сероводорода изменяется от 270 млн" 1 до 380 млн" 1) в резервуар предварительного сброса воды типа РВС и далее сырьевым насосом откачивается на ступень глубокой подготовки нефти, где последовательно проходит теплообменники, пароподогреватели, отстойники, шаровые отстойники и направляется в два последовательно расположенных товарных резервуара РВС (рисунок 4.1.2). Первоначально на СТХУ реагент с удельным расходом 0,73 кг/т подавался в поток нефти перед шаровыми отстойниками, и через 10−12 часов нефть поступала в резервуар РВС № 10, куда поступала также нефть с Дюсюмовской УПВСН (ДУПВСН). газ на КС-11.

Рисунок 4.1.2- Технологическая схема сбора и подготовки нефти на СТХУ.

1 — сепараторы- 2 — сырьевой резервуар- 3> — сырьевые насосы- 4 —паровой теплообменник ТВТ- 5 — отстойники- 6 — электородегидраторы- 7 — шаровые отстойники- 8 — теплообменники- 9 — узел дозирования реагента-нейтрализатора- 10 — технологический резервуар- 11 — товарный резервуар- 12 — товарный насос- 13 — узел учёта № 219- 14 — водяные резервуары- 15 — насос.

На ДУПВСН реагент в количестве 0,8 кг/т подавался в подготовленную нефть на приём насосов её откачки на СТХУ и взаимодействие его с сероводородом осуществлялось в нефтепроводе влечение порядка 9 часов. Смесь нефтей после РВС № 10 перетекала в резервуар РВС № 11, откуда насосами откачивалась через СИКН № 219 на объединенный узел учета нефти (СИКН№ <224 НГДУ «Альметьевнефть».

Одним из недостатков нейтрализаторов на основе формальдегида и аминов является их влияние на результаты определения концентрации хлористых солей в нефти. При проводимых испытаниях достигнуто кратковременное снижение массовой доли сероводорода в нефти до 52'млн" 1. В связи с появлением завышенных результатов анализа хлористых солей было принято решение с переносе точки подачи реагента на СТХУ на приём насоса откачки сырой нефти из резервуара РВС № 2 и подаче нефти с ДУПВСН в линию перед шаровым отстойником с целью организации отмывки продуктов реакций, мешающих правильному определению концентрации хлористых солей. Удельный расход реагента был увеличен до 1,5 кг/т, так как массовая доля воды в нефти в точке его подачи составляла 3%. При этом пресная промывочная вода подавалась в двух точках: в нефтепровод перед шаровыми отстойниками в объеме 1,5% и перед электродегидраторами в объеме 5% от объема нефти. Вода, выделившаяся в шаровом отстойнике, возвращалась в начало процесса подготовки нефти.

Изменения, внесенные в технологическую схему, позволили получить положительные результаты по снижению массовой доли сероводорода в нефти на СТХУ и ДУПВСН до норм по ГОСТ Р 51 858−2002 к виду 2 (рисунок 4.1.3). При этом результаты анализа нефтей по концентрации хлористых солей и массовой доле воды не превышали допустимых значений. Следует отметить, что подача реагента в обводненную нефть вызывает ощутимый перерасход реагента. Так, на Сулеевской ТХУ потребовалась подача его в количестве 1,5 кг/т вместо 0,73 кг/т при очистке товарной нефти. п «0 :* | 100 | 90 5.

§ § & «.

80 70.

15 60 § р

50 40.

8 * & &.

8? ? й 30.

20 10 0 2.

§.

2 & I! а.

Я 3 л і 'А Массовая доля сероводорода на СТХУ А. Массовая доля сероводорода на ДУПВСН • Конценграция хлористых солей на СТХУ ¦ ¦ Концентрация хлористых солей на ДУПВСН X •.

А А.

• ^ •.

А ¦ о о I о о в о І © © © о © © © о © о © © § © О © ©.

Ж м «© © ТГ ж (Ч 45 © о •а ж N ж N зо Ж ж —™ м 30 ж ж ж ж ас © © © ж 90 ж © г © © о-' Ж о*» © о? о © в* о*' © © © о* © § (Ч о о^ © © о © © в в в о © © © © © N N «ч.

Дата, время.

Рисунок 4.1.3 — Результаты промысловых испытаний реагента ДесульфонСНПХ-1200 на объектах НГДУ «Джалильнефть».

Применение отмывки продуктов реакции пресной промывочной водой для нефти СТХУ на ступени обессоливания, а нефти ДУПВСН перед шаровыми отстойниками в объеме около 1,5% позволило минимизировать влияние реагента на ход химического процесса при анализе определения хлористых солей и уложиться в нормы.

Промысловые испытания реагента ПСВ 3401-Б проводились на Кичуи-ской УПВСН НГДУ «Елховнефть». Принимая во внимание результаты лабораторных и промысловых исследований на разных объектах и учитывая значительную концентрацию сероводорода на Кичуйской УПВСН (массовая доля сероводорода составляет от 500 млн" 1 до 600 млн" 1), реагент в количестве 3,6 кг/т подавался на приём сырьевого насоса откачки сырой нефти, которая с обводненностью менее 3% поступала из резервуара РВС на два параллельно работающих блока подготовки, откуда далее направлялась в резервуар

РВС.

Блок подготовки нефти включает в себя последовательно расположенные отстойники и электродегидраторы. Перед электродегидраторами осуществлялась подача пресной промывочной воды в объеме около 10% от объема нефти, что способствовало устранению мешающего воздействия продуктов реакции сероводорода с реагентом при определении концентрации хлористых солей. Возврат дренажей с отстойников и электродегидраторов в смеси с реагентом ПСВ 3401-Б, сравнимый с объёмом товарной нефти, в начало процесса подготовки нефти способствовал постепенному уменьшению массовой доли сероводорода в точке подачи реагента до 380 млн" 1. Через двое суток после начала подачи нейтрализатора массовая доля сероводорода снизилась до требуемого значения 100 млн-1 (рисунок 4.1.4). 600.

550 | J 500 я § 450 §*400 |? 350 S-O300.

I !250 а.

Ц200.

II150 «§ 100.

50 0 я s ¦ массовая доля сероводорода в точа" подачи реагеята ¦ массовая ладя сероводорода пос ле блоков подготовка яефтя, А кояяуятрадяя чор"аш соля* яа СИКП.

§ § § S § § 8 sis.

§ § s s i s ежэеэееееоеоеооееезеоозееееооде с e.

90 ОС 00 see itхэсэоеееэеэеэегее"" -С nC — — — rr^.

Дата, время.

Рисунок 4.1.4 — Результаты промысловых испытаний реагента ПСВ 3401— Н на Кичуйской УПВСН НГДУ «Елховнефть».

Испытания реагента НТ-31 в промысловых условиях проводились на Кама-Исмагиловской УПВСН НГДУ «Лениногорскнефть». Схема подачи реагента НТ-31 аналогична выше рассмотренным испытаниям, включающим дозирование реагента на приём сырьевых насосов (удельная дозировка 1,36 кг/т) с последующей отмывкой продуктов реакции на ступени обессоливания. Массовая доля сероводорода в точке подачи реагента составляла от 250 млн" 1 до 280 млн" 1. После начала подачи реагента-нейтрализатора массовая доля сероводорода снизилась до 180 млн" 1 за счет возврата в начало процесса сбрасываемой с отстойников и ЭДГ содержащей нейтрализатор воды. Концентрация хлористых солей в товарной нефти.

•2 составляла от 48 до 52 мг/дм. Результаты испытаний реагента представлены на рисунок 4.1.5. зоо.

1 250 я § с.

I 200 о л а.

8 150 о 100 а б я 2.

50 о о.

Дата, время.

Рисунок 4.1.5- Результаты промысловых испытаний реагента НТ—31 на Кама-Исмагиловской УПВСН.

Видно, что подача реагента НТ-31 на приём сырьевых насосов позволила снизить массовую долю сероводорода в нефти ниже 100 млн" 1 при сохранении её качества по концентрации хлористых солей.

На УПН НГДУ «Бавлынефть» проведены промышленные испытания процесса нейтрализации сероводорода в нефти с использованием реагента ПСВ 3401-Б. Целью проведения испытаний являлось определение оптимальной точки дозирования химического реагента в технологической схеме УПН, позволяющей снизить концентрации сероводорода и хлор и.

1 л стых солей в товарной нефти до 100 млн" и 100 мг/дм соответственно при минимальных затратах, связанных с подготовкой нефти.

Подготовка сероводородсодержащей нефти на УПН НГДУ «Бавлы-нефть» осуществляется* на двух параллельно расположенных блоках № 2 и № 3. Сероводородсодержащая нефть в, количестве 5500 т/сут через два сепаратора объёмом 50 м³ поступает в резервуар предварительного обезво-живания<�нефти РВС-2000, где осуществляется сброс воды. Частично обезвоженная> нефть, параллельными потоками поступает на блоки № 2 и № 3 одинакового аппаратурного оформления, обеспечивающие последовательное проведение следующих технологических операций: нагрева, первой ступени глубокого обезвоживания, нагрева, второй ступени глубокого обезвоживания и обессоливания. Перед второй ступенью глубокого обезвоживания, и обессоливания в нефть подаётся 1,5% пресной промывочной* водьъот объёма, её подготовки. С отстойников и электродегидраторов осуществляется сброс дренажей с последующим их возвратом и смешением с нефтью перед РВС-2000. После проведения, процесса обессоливания осуществляется смешение потоков нефти с блоков № 2 и № 3. После смешения нефть через горячую ступень сепарации (2 сепаратора У=50 м3 каждый) поступает в резервуар РВС-5000.

На первом этапе проведенияшепытаний подача реагента ПСВ-3401 Б осуществлялась через форсунки в трубопроводы готовой нефти с массовой долей сероводорода 200−220 млн" 1 с удельным расходом 0,8 кг/т параллельно двумя насосами-дозаторами НД 160/40, подключенными каждый в отдельности на выходы 2-го и 3-го блоков подготовки высокосернистой нефти после электродегидраторов. Нефть с реагентом принималась в резервуар РВС-5000. Взаимодействие реагента с сероводородом осуществлялось в этом резервуаре, и степень нейтрализации сероводорода определялась временем пребывания нефти в нём. Во время испытаний концентрация сероводорода определялась по ГОСТ Р 50 802−95 на хроматографе Кристаллюкс-4000М, хлористых солей — по методу, А ГОСТ 21 534–76. Параллельно массовая доля сероводорода определялась йодометрическим титрованием по методу, разработанному в институте «ТатНИПИнефть» [146]. На данном этапе испытаний не было получено требуемого снижения массовой доли сероводорода в нефти из-за недостаточного расхода реагента. Дальнейшие испытания по данной схеме подачи реагента в нефть прекратили вследствие существенного превышения концентрации хлористых солей в товарной нефти нормативных требований.

Для устранения влияния продуктов взаимодействия реагента с сероводородом на точку эквивалентности химической реакциилежащей в основе определения концентрации хлористых солей по методу, А ГОСТ 21 534–76- последующие испытания проводились путём подачи реагента в горизонтальный участок трубопровода непосредственно на приём сырьевогонасоса, откачивающего нефть с РВС-2000. При этом на ступени обессоливания осуществлялась промывка нефти пресной водой продуктов взаимодействия реагента с сероводородом. Испытанияпродолжены при максимально возможном удельном расходе реагента, равном 1,48 кг/т, исходя из производительности насосов-дозаторов. Подача реагента ПСВ-3401 Б на приём сырьевого насоса, откачивающего нефть с резервуара предварительного обезвоживания нефти РВС-2000, в количестве 1,48 кг/т позволяет снизить массовую долю сероводорода в нефти ниже 100 млн" 1. Стабильных результатов по устранению указанного негативного влияния продуктов взаимодействия реагента с сероводородом не получено по причине недостаточной подачи пресной промывочной воды перед ступенью обессоливания.

Результаты испытаний технологии нейтрализации сероводорода в нефти Сулеевской ТХУ НГДУ «Джалильнефть», Кичуйской УПВСН НГДУ «Елхов-нефть» и УПН НГДУ «Бавлынефть» показали, что подача реагента-нейтрализатора на приём сырьевых насосов приводит к его перерасходу вследствие частичного перехода в состав водной фазы. Это привело к необходимости проведения дополнительных испытаний путём подачи реагента-нейтрализатора по схеме после первой ступени глубокого обезвоживания. При указанной точке подачи реагента в технологической схеме УПН НГДУ «Бавлынефть» пресная промывочная вода в количестве 1,5% от общего объёма нефти подавалась только перед электродегидраторами. Подача реагента ПСВ 3401-Б после первой ступени глубокого обезвоживания в количестве 1,0 кг/т позволила довести качество нефти после ступени обессоливания по остаточной массовой доле серо.

1 э водорода-до 60−86 млн", хлористых солей — до 70 мг/дм .

Подобные испытанияпроведены с использованием-реагента* Десуль-фонгСНПХ-1200 (Приложение В): При подаче указанного реагента в нефть, после первошступени глубокого обезвоживания удельный его расход снижен-на 0−16 кг/т по’сравнению с дозированием в водонефтяную эмульсию на^приём центробежного насоса. Результаты промысловых испытаний технологии.' нейтрализациис подачей1 реагентов-нейтрализаторов, сероводорода в 2−5% эмульсию" на приём сырьевого насоса^ и внефть после ступени глубокого обезвоживания представлены в таблице 4.1.1.

Показать весь текст

Список литературы

  1. , С.П. Интенсификация тепломассообменных процессов в технологии промысловой подготовки нефти на основе принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решётках Текст.: дис.. докт. техн. наук. — Самара, 2000. — 372 с.
  2. , И.С. Низкотемпературное сероводородное разрушение сталей при переработке нефти и пути зашиты Текст. I И. С Шпарбер, А .В.трейдер: // «Эксплуатация- модернизация и- ремонт оборудования». — М: ВНИИОЭНГ,-19 741-С.55−65.
  3. , Р.З. Состояние и решение проблемы очистки товарных нефтей от сероводорода на объектах ОАО «Татнефть» Текст. / Р. З. Сахабутдинов, А. Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин // Альметьевск: Татнефть, корпоративная библиотека. С420−426.
  4. , С.В. Применение поглотителя сероводорода Asulpyer™ на производственных площадях ОАО «Комнедра» Текст. / С.В. Бочаров- С. Д. Солодов, A.A. Мухамадиев, С. В. Агниев // Нефтяное хозяйство. — 2009- — № 11.- С. 142−143.
  5. , А.Д. Результаты испьттанрія реагента-нейтрализатора сернистых соединений на Жанажольском газоперерабатывающем заводе Текст. /
  6. А.Д. Медведев, М. М. Утегенов, Б. Б. Дусипов, С. С. Сабитов // Нефтяное хозяйство. 2005. — № 12. — С.85−87.
  7. , З.Г. Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин Текст. / З. Г. Мурзагильдин, K.P. Низамов, Н. В. Пестрецов,
  8. A.A. Калимуллин // Нефтяное хозяйство. 1995. — № 6. — С.35−36.
  9. Пат. 2 356 604 Российская Федерация, МПК ВО 1 D53/14 Способ очистки углеводородной продукции от кислых примесей Текст. / заявитель Ша-кер С.И., Грицишин A.M.- патентообладатель ООО «НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" — опубл. 27.05.2009, Бюл. № 15.
  10. , П.И. Технология переработки нефти и газа Текст., / П. И. Черножуков. М.: Химия, 1985. — Т.З. — 427 с.
  11. , Ф.Д. Применение нейтрализаторов, сероводорода на объектах нефтедобычи АНК „Башнефть“ Текст. / Ф. Д. Шайдуллин, И.З. Де-нисламов, Г. Ш. Исланова [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2005. — № 3. — С.108−109:
  12. Тронов- В. П. Исследование процессов нейтрализации сероводорода в нефтяном газе ионами железа пластовой воды Текст. / В. П. Тронов, А. И. Ширеев, Р. З. Сахабутдинов // Нефтяное хозяйство. — 1983. — № 3. — С.38−43.
  13. , В.П. Технология совместного сбора газированных нефтей карбона и девона с одновременной нейтрализацией сероводорода Текст. /
  14. B.П. Тронов, А. И. Ширеев, А. Д. Ли, Р. З. Сахабутдинов // Нефтепромысловоедело. 1986. № 11. — С.9−12.
  15. , В.П. Системы нефтегазасбора и гидродинамика основных технологических процессов Текст. / В. П. Тронов. — Казань: Фэн, 2002. — 512 с.
  16. , Р.З. Технологические процессы нейтрализации сероводорода в нефти и газе при разработке месторождений Татарии Текст.: дис.. канд. техн. наук. — Бугульма. — 1985. — 139 с.
  17. , В.П. Снижение токсичности сероводородсодержащих неф-тей Татарии Текст. / В. П. Тронов, А. И. Ширеев, Р. З. Сахабутдинов // Нефтепромысловое дело. 1983. № 10. — 19 с.
  18. , В.П. Технология совместного сбора газированных нефтей карбона и девона с одновременной нейтрализацией сероводорода Текст. /117
  19. В.П. Тронов, А. И. Ширеев, А. Д. Ли // Серия „Нефтепромысловое дело“. М.: ВНИИОЭНГ, 1986.- № 11.- С.12−14.
  20. , В.А. Химия нефти и газа Текст. / В. А. Проскурякова. Л.: Химия. — 1981.-358 с.
  21. , Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды Текст. / Я. Г. Сорокин. — М.: Химия. — 1975. — 295 с.
  22. Пат. 2 187 627 Российская Федерация, МПК Е21В43/22 Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A., опубл. 20.08.2002, Бюл № 23.
  23. Пат. 2 241 018 Российская Федерация, МПК C10G27/06, C10G29/06 Состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтях средах Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев Р.А.- опубл. 27.11.2004, Бюл. № 33.
  24. , К. Новый способ удаления сероводорода из нефти Текст. / К. Калвер, Р. Хармон, К. Юнгст, Ч. Стаут// Нефть. Газ и нефтехимия за рубежом. 1992. — № 9. — С.35- 36.
  25. Пат. 5 346 614 US, С 10G17/08. Removal of hydrogen sulfide from an oil-containing mixture having a continuous aqueous phase / R. C. Culver, G.D. Ju-engst. 1994.
  26. Пат. 3 250 697 US Sweetening process using ammonia as catalyst / J. G. Walters, R. Tanura, R.E. Messinger. 1966.
  27. Пат. 3 151 133 ФРГ, C10G27/12 Verfahren zur Beseitigung von H2S aus Erdgas, Erdol und deren Gemischen. — 1983.
  28. Пат. 2 146 693 Российская Федерация, МПК C10G27/06, C10G27/12. Способ очистки нефти и/или газоконденсата от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев Р.А.- опубл. 20.03.2000, Бюл. № 8.
  29. , М. Процессы окисления углеводородного сырья Текст. / М. Ситтинг. М.: Химия. — 1970. — 300 с.
  30. , A.M. Жидкофазное окисление меркаптанов и сероводорода с металлофталоцианиновыми катализаторами и разработка процесса обессери-вания улеводородного сырья Текст.: дис.. докт. техн. наук. — Казань. — 1983.-252 с.
  31. А.с. 1 431 798 СССР, МПК В 01 D 19/00. Способ подготовки нефти Текст. / заявитель А. Н. Плесовский, Н. В. Пестрецов, Н. С. Маринин, опубл. 23.06.83, Бюл. № 39.
  32. , A.M. Очистка нефти и нефтепродуктов от меркаптанов и сероводорода Текст. / A.M. Мазгаров, А. Ф. Вильданов, В. Н. Салин // Химическое и нефтегазовое машиностроение. — 2003. — № 12. — С.28−29.
  33. Пат. 2 167 187 Российская Федерация, МПК С 10 G 27/06, 27/08. Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтепродуктов от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.- опубл. 20.05.2001, Бюл. № 14.
  34. Пат. 2 118 649 Российская Федерация, МПК 6 С 10G 29/20, 29/24 Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.- опубл. 10.09.1998. — Бюл. № 25.
  35. Пат. 2 121 492 Российская Федерация, МПК 6 С 10 G 29/20 Способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от меркаптанов и сероводорода Текст. / заявитель Фахриев A.M., Фахриев P.A.- патентообладатель Фахриев
  36. A.M.- опубл. 10.11.1998, Бюл. № 31.
  37. Пат. 2 230 095 Российская Федерация, МПК 7 С 10 G 19/02 Способ очистки нефти от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.- опубл. 10.06.2004, Бюл. № 16.
  38. , Г. Н. Эксплуатация залежей и подготовка нефтей.с повышенным содержанием сероводорода Текст. / Г. Н. Позднышев, Т. П. Миронов, С. П. Лесухин [и др.] // Обзорная информация, Серия „Нефтепромысловое дело“. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984. 83 с.
  39. , В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти Текст. /
  40. B.П. Тронов. Казань: ФЭН, 2002. — 407 с.
  41. , А.Н. Совершенствование технологических схем сепарациис7нефти и сбора нефтяного газа на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Текст.: дис.. конд. техн. наук. — Бугульма. — 1999. — 152 с.
  42. Пат. 1 493 280 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Способ подготовки нефти Текст. / заявитель Позднышев Г. Н., Соколов А. П., Jlecy-хин, С.П., Кузин К.В.- опубл. 15.07.89, Бюл. № 26.
  43. , A.A. Распределение сероводорода между фазами при сепарации сероводородсодержащих обводненных нефтей Текст. / A.A. Петров // Нефтепромысловое дело. 1980. — № 10. — С.33−35.
  44. , Л.Н. Вакуумирование концевого горячего сепаратора с помощью насосно-эжекторной установки Текст. / Л. Н. Еремина, К. Г. Донец, В. А. Бондарчук // Нефтепромысловое дело. — 1982. — № 11*. С.25−26.
  45. , P.P. Стабилизация нефти с помощью гидроциклона Текст. / P.P. Ахсанов, В. И. Данилов, Н. Х. Нурмухаметов // Уфа.: Изд-во фонда*содействия развитию научных исследований. — 1996. — 186 с.
  46. , Г. А. Экспериментальные исследования способа гидроциклонной сепарации нефти Текст. / Г. А. Кириллов, В. М. Кудрявцев // Нефтепромысловое дело: Труды Гипровостокнефть. — Куйбышев. — 1974. — Вып. 22. — С.131−141.
  47. Пат. 2 043 781 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Способ удаления кислых газов из жидкости Текст. / заявитель Ахсанов P.P., Тухбатуллин Р. Г., Абызгильдин Ю.М.- патентообладатель ГУП „ИПТЭР" — опубл. 20.09.95, Бюл. № 26.
  48. Пат. 2 223 135 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ очистки нефти от сероводорода Текст. / заявитель и патентообладатель Вязов-кин Е.С., Сельский Б. Е., Зайнагабдинов Ч.Ф.- опубл. 10.02.2004, Бюл. № 4.
  49. , В.П. Очистка нефти от сероводорода Текст. /В.П. Городнов, К. С. Каспарьянц, А. А. Петров // Нефтепромысловое дело. — 1972. — № 7. — СЗ1−34.
  50. , К.С. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа Текст., / К. С. Каспарьянц, В. И. Кузин, Л. Г. Григорян // М.: Недра. 1977. — 254 с.
  51. Georges Mains. Optimisation des unites de stabilisation de petrole brut. G. Petrole et techigues. 1980. No 11, p. 16.
  52. , Ю.И. Основные направления в подготовке сероводородсо-держащих, высоковязких и ловушечных нефтей Текст. / Ю. И. Толкачёв, Р.И.
  53. Мансуров // Нефтепромысловое дело. 1983. — № 7. — С. 12−13.
  54. , P.M. Технология очистки нефтяного газа от сероводорода- Текст.-/ P.M. Гарифуллин, Р. З. Сахабутдинов // Сборник тезисов докладов 21 научно-технической конференции“ молодых учёных и специалистов ТатНИПИнефть. Бугульма. — 1990. — С. 126.
  55. Сахабутдинов' Р.З.1 Промышленные-испытания технологии очистки газают сероводорода Текст.?/ Р-3. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, А. И- Ват сильев // Нефтепромысловое дело. 1996. — № 6. — С23−24.
  56. РД 39−147 585−053−90 Инструкция по технологии нейтрализации сероводорода в газах при аварийных выбросах- — Бугульма- — 1990- — 'Шс:.
  57. , А.П. Очистка газа Текст. / А. П. Коуль, Ф. С. Ризенфельд // М.: Недра, 1968.-391 с.72' Бланк, С. Извлечение сероводорода из газов Текст. / С. Бланк, Дж. Элке, Ф. Лелимгон // Инженер-нефтяник. 1981. — № 8. — С. 108−113.
  58. Sigmunol, P.W. Process removes H2S selectively // Hydrocarbon Processing. 1981. — No 5.-p. 118−124.
  59. , A.M. Применение ингибированного абсорбента для очистки газов от сероводорода Текст. / A.M. Фахриев, И-М. Новосельский, В. Л. Ярхунов и др: //Химия и технология топлив и масел. — 1989. № 7. — С14−16.
  60. , Т.А. Очистка технологических газов Текст. / Т. А. Семенова, И. Л. Леттес, Ю. В. Аксельрод [и др.] // М.: Химия. 1969- - 392 с.
  61. , М.З. Совмещение обесеоливания высокосернистых нефтей с очисткой их от сероводорода Текст. / М. З. Мавлютова, JI.M. Мам-бетова // Труды БашНИПИнефть. Вып. 31.- Уфа. — 1972. — С.289−294.
  62. , М.З. Очистка нефтяного попутного газа от сероводорода на промыслах Урало-Поволжья Текст. / М. З. Мавлютова, Л.М. Мамбето-ва//Труды БашНИПИнефть.-Вып. 37. -Уфа. 1973. — С.110−115.
  63. Bucklin, R.W. Comparison of Fluor Solvent and Seloxol Processes / R.W. Bucklin, R.L. Schendel // 1984. v.4. — No 3. -p.137−142.
  64. Wilson^ M'.A. Recovery of C02 from Power Plant Flue-Gases Using Amines / M.A. Wilson, R.M. Wrubleski, L. Yarborough // First International Conference on Carbon. Dioxide Removal, Amsterdam, The Netherlands, Pergamon Press, Math, 1992, p.325−332.
  65. Hochgesand, G. Rectisol and purisol // Ind. a. Eng. Chem. — 1970. — v.62. — No 7. — p.37−43.83» Kutsher, G.S. Now-Sour-gas scrubbing by the solvent process / G. S Kutsher, G.A. Smith and P.A. Greene // Oil and Gas. 1967. — v.65. — No 12. -p.116−118.
  66. Андреев- Е. И. Промышленные испытания блочной установки очистки газа от сероводорода в НГДУ «Бавлынефть» Текст. / Е. И. Андреев, К. С. Каспарьянц, С. И. Хижов // Труды Гипровостокнефть. — Вып. XXX. — Куйбышев. 1977. — С.111−115.
  67. Kresse, T.I. Stretford plants proving reliable / T.I. Kresse, E.E. Lindsey, N. Wadleigh // Oil and Gas. 1981. — v.79. — No 2. — p.80−82.
  68. Nicklin, T. Now Stretford process is working / T. Nicklin, E. Bunner // Hydrocarbon Processing and Petroleum Refiner. 1961. — v.40. — No 12. — p. 141.
  69. Fong, M.L. Shell redex desulfurization process stresses versatility./ M.L. Fong, D.S. Kushner, R.T. Scott// Oil and Gas. 1987. — v.85. — No 21. -p.54−55.
  70. The Sulferox process removes H2S for less and converts in to sulfur // Oil and Gas. 1991. — v.89. — No 39. — p. 11.
  71. Сахабутдинов, Р13. Технология нейтрализации сероводорода в нефтяном газе / Р. З. Сахабутдинов, Р. Б. Фаттахов, P.M. Гарифуллин // Тат. ЦНТИ. Информационный листок. № 51−94. — 1994.
  72. , Р.З. Очистка кислых газов аминовой очистки то сероводорода Текст. / Р.З. Сахабутдинов- P.M. Гарифуллин, Ф. Г. Ганиев // Газовая промышленность. — 1992. — № 6. — С.20.
  73. , Р.З. Промышленное испытание очистки кислых газов от сероводорода Текст. / Р. З. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, А. И. Васильев и др. // Нефтяное хозяйство. 1997. — № 5. — С.43−44.
  74. Пат. 1 526 739 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Установка подготовки нефти Текст. / заявитель Кузин К. В., Лесухин С.П.- опубл. 04.11.87, Бюл. № 45.
  75. Пат. 2 054 298 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00. Установкаподготовки нефти Текст. / заявитель Персиянцев М. Н., Лесухин С.П.- патентообладатель Научно-внедренческая фирма «Грифон" — опубл. 20.02.96, Бюл. № 5.
  76. , С.П. Основные направления развития технологии, очистки нефти от сероводорода Текст. / С. П. Лесухин, А. Г. Соколов, Г. Н. Позднышев // Нефтяное хозяйство. 1989. — № 8: — С.50−54.
  77. , М.Н. Промышленные испытания технологии холодной стабилизации нефти методом отдувки Текст.1/ М.Н. Персиянцев- С. П: Лесухин, А. Г. Соколов, Г. Н. Позднышев // Нефтяное хозяйство. — 1992. — № 8. — С.41−44.
  78. , И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке Текст. // Л.: Химия, 1981.-353 с.
  79. Александров- И. А. Массопередача при ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей Текст. // М.: Химия, 1975. —319 с.
  80. , У.Г. Опыт эксплуатации блоков стабилизации установок комплексной подготовки нефти Текст. / У. Г. Саттаров, A.A. Каштанов // Нефтепромысловое дело. 1976. — № 10. — С.26−28.
  81. , Э.Ш. Исследование процесса стабилизации нефти на установках объединения «Куйбышевнефть» Текст. / Э. Ш. Теляков, М. Г. Ибрагимов, Б. Н. Матюшков // Нефтепромысловое дело. — 1979. № 6. — С.48−50.
  82. , И.А. Массопередача при ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей Текст. / И. А. Александров // JL: Химия. — 1975. -319 с.
  83. , В.М. Ректификация термически нестойких продуктов Текст. /В.М. Олевский, В. Р. Ручинский //М.: Химия. 1982. — 175 с.
  84. Пат. 2 262 975 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A., Фахриев Т.Р.- опубл. 27.10.2005, Бюл. № 30.
  85. Пат. 2 196 804 Российская Федерация, МПК В* 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. V заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.- опубл. 25.07.2001, Бюл. № 2.
  86. Пат. 2 220 756 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев A.M., Фахриев P.A.- опубл. 07.05.2002*, Бюл. № 1.
  87. Пат. 2 269 566 Российская Федерация, МПК G 10G 27/06 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / Мазгаров A.M., Гари-фуллин Р.Г., Вильданов А. Ф. [и др.]- патентообладатель ГУП «ВНИИУС" — опубл. 10.02.2006, Бюл. № 4.
  88. Пат. 2 283 856 Российская Федерация, МПК В 01D 19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель и патентообладатель Фахриев А. М, Фахриев P.A.- опубл. 20.09.2006, Бюл. № 26.
  89. , З.Р. Сероводород как индикатор технологичностисистем сбора и подготовки нефти / З. Р. Рабартдинов, И. З. Денисламов, Р. В. Сахаутдинов Текст. // Нефтяное хозяйство. 2009. — № 12. — С. 118−119.
  90. , З.Г. Опыт применения нейтрализаторов сероводорода на предприятиях АНК «Башнефть» Текст. / З. Г. Мурзагильдин, Ф. Д. Шайдуллин, И. З. Денисламов, Ф. М. Фархутдинов // Нефтепромысловое дело. — 2003. № 4. — С.36−37.
  91. , М.М. Современное состояние и перспективы применения методов борьбы с сероводородом Текст. / М. М. Мухаметшин, М. К. Баймухаметов, И. Ш. Гарифуллин, М. К. Рогачёв // Нефтяное хозяйство. — 2002. № 4. — С.65−67.
  92. Оаэ, С. Химия органических соединений серы Текст. /С. Оаэ // М.: Химия. 1975.-512 с.
  93. Garret, R.L. Chemical scavenger for sulfides in water-base drilling fluids / R.L. Garret, R.K. Clark, L.L. Carney, C.K. Grantham // Journal of petroleum Technology. 1979.'
  94. , B.B. Сбор и подготовка сернистой нефти Текст. / В.В. Ку-дасов, A.A. Масланов, В. В. Шайдаков [и др.] // Уфа: Монография. — 2005. — 129 с.
  95. , Г. М. Опыт применения нейтрализатора сероводорода и меркаптанов Десульфон-СНГТХ-1200 Текст. / Г. М. Рахматуллина, Г. Н. Запеклая,
  96. E.JT. Володина и др. // Нефтяное хозяйство. -2010. -№ 12. С. 120−123.
  97. , М.К. Определение содержания хлористых солей в нефти, обработанной нейтрализаторами сероводорода и меркаптанов Текст. / М. К. Баймухаметов, К. Ю. Муринов, Е. А. Ярополова // Нефтяное хозяйство. — 2008. № 5. — С.76−77.
  98. , А.Н. Исследования по устранению влияния реагентов-нейтрализаторов сероводорода на качество подготавливаемой нефти Текст. / А. Н. Шаталов, Д. Д. Шипилов, Р. З. Сахабутдинов [и др.] // Технологии нефти и газа. 2010. — № 4. — С. 19−23.
  99. , О.В. Создание машинного банка данных о фазовом равновесии жидкость-пар в тройных и многокомпонентных системах Текст. / О. В. Калашников // Отчёт института газа АН УССР. — Киев. — 1983.
  100. Orye, R.V. Rudichion and correlation of phase equilibria and thermal properties wilh BWR equation of starts. J. E. C. Pro. Desion and develop. — 1969: -v. 8.-No4.-p. 579−583.
  101. Starling, K.E. Thermo data refined* for LPG / K.E. Starling,'M.S. Han // Hydrocarbon processing. 1972. — No 6. p. 107−115.
  102. Peng, D.V., Rofinson D.B. A new two-constant equation of state. Jnd Eng. Chem. Fundam.- 1976.-v. 15. — No l.-p.59−64.
  103. , P.P. Схема очистки сероводородсодержащей нефти Текст. / P.P. Сафин, В. В. Гайдукевич, З. Ф. Исмагилова [и др.] // НТЖ Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. — 2003. — № 4. — С. 17−19.
  104. , В.В. Стабилизация нефти в гидроциклонах с очисткой попутного газа от сероводорода Текст. /В.В. Гайдукевич, P.P. Ахсанов, P.P. Сафин [и др.] // Химия и технология топлив и масел. — 2005. — № 1. — С.12−15.
  105. , И.Г. О распределении тангенциальных скоростей в гидроциклонах Текст. / И. Г. Терновский, A.M. Кутепов, A.A. Кузнецова // Химия. Химическая технология. — 1979. — № 5. — т. 22. — С.630−634.
  106. , Р.З. Условия применимости технологии очистки нефти от сероводорода методом отдувки Текст. / Р. З. Сахабутдинов, Д. Д. Шипилов, А. Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин // Технологии нефти и газа. — 2007. № 4. — С.3−9.
  107. , Р.З. Технологии очистки нефти от сероводорода Текст. / Р. З. Сахабутдинов, А. Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д. Д. Шипилов, P.P. Мухаметгалеев // Нефтяное хозяйство. — 2008. — № 7. — С.82−85.
  108. , Д.Д. Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода отдувкой в десорбционной колонне Текст. / Д. Д. Шипилов, А. Н. Шаталов, Р. З. Сахабутдинов [и др.] // Нефтепромысловое дело. № 11. — 2010. — С.53−57.
  109. , Р.З. Решение проблемы удаления сероводорода из товарной нефти в ОАО «Татнефть» Текст. / Р. З. Сахабутдинов, А. Н. Шаталов, P.M. Гарифуллин, Д. Д. Шипилов и др. // Технологии нефти и газа. — 2007. -№ 2. С.13−18.
  110. Пат. 45 292 Российская Федерация, МПК В01 D19/00 Установка очистки нефти Текст. / Р. З. Сахабутдинов, P.M. Гарифуллин, А.В. Большаков- патентообладатель ОАО «Татнефть- опубл. 10.05.2005, Бюл. № 13».
  111. Пат. 45 293 Российская Федерация, МПК В01 D19/00* Установка очистки нефти Текст. / Сахабутдинов Р. З.,. Гарифуллин P.M., Большаков А.В.- патентообладатель ОАО «Татнефть" — опубл. 10.05.2005, Бюл. № 22.
  112. Пат. 2 316 377 Российская Федерация- МПК В01 D19/00 Способ подготовки сероводородсодержащей нефти Текст. / Сахабутдинов Р. З., Шипилов Д. Д1, Шаталов, А.Н., Гарифуллин P. Ml- патентообладатель. О АО «Татнефть" — опубл. 10.02.2008, Бюл. № 4.
  113. , Р.З. Исследование эффективности нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами Текст. / Р. З. Сахабутдинов, А. Н. Шаталов, Р: М.' Гарифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2009. — № 7. — С.66−69.
  114. , А.Ф. Жидкофазная каталитическая окислительная де-меркаптанизация нефтей и нефтепродуктов Текст.: дис.. докт. техн. наук. -Казань.- 1998.-308 с.
  115. , A.M. Установка очистки нефти от низкомолекулярных меркаптанов и сероводорода Текст. / A.M. Мазгаров, А. Ф. Вильданов, В. Н. Салин // Материалы научно-практической конференции «Нефтепераработка и нефтехимия». Уфа. — 2003. — С.33−34.
  116. , A.M. Новый процесс очистки нефтей и газоконденсатов1 от низкомолекулярных меркатанов Текст. / A.M. Мазгаров, А. Ф. Вильданов, G.H. Сухов // Химия и технология топлив и масел. — 1996. — № 6. — С. 11−12.
  117. Пат. 2 109 033 Российская Федерация- МПК C10G27/10. Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода Текст. / заявитель Шаки-ров Ф.Г., Мазгаров A.M.', Вильданов А. Ф., Хрущёва1 И.К.- патентообладатель ГУП ВНИИУС- опубл. 20.04.98, Бюл. № 11.
  118. Пат. 2 412 740 Российская Федерация, МПК В01 D19/00 Установка подготовки1 сероводородсодержащей нефти Текст. / заявитель Шаталов А. Н., Гарифуллин P.M., Сахабутдинов Р. З., Шипилов Д.Д.- патентообладатель ОАО «Татнефть" — опубл. 27.02.2011, Бюл. № 6.
  119. РД 153−39.0−687−10 Инструкция-по применению технологий удаления сероводорода из товарных нефтей- Введ. 01.01.2011. — Бугульма: ОАО «Татнефть». -2010.-24 с. А
  120. СОГЛАСОВАНО» Первый вице-президент ОАО я АК «I раисиефтъ"1. М М. Арусгачо"л 2008 г. 1. УТВЕРЖДАЮ»
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?