автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Промысловая очистка нефти от легких меркаптанов ректификацией

На правах рукописи

Теляшев Гумер Раисович

Промысловая очистка нефти от легких меркаптанов ректификацией

Специальность 05.17.07-«Химическая технология топлива и высокошергетических

веществ»

д А 005011163

Автореферат .

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2011

005011163

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Ахметов Арслан Фаритович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Гимаев Рагиб Насретдинович;

кандидат технических наук Максименко Юрий Михайлович.

Ведущая организация ТатНИПИнефть.

Защита состоится «21» декабря 2011 года в 14-30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.03 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете но адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «18» ноября 2011 г.

Ученый секретарь совета ----Абдульминев К.1.

Актуальность проблемы

Во многих нефтях содержатся меркаптаны, в том числе высокотоксичные легкие меркаптаны: метилмеркаптан и этилмеркаптан (далее для краткости -RSH). Они, как и сероводород, придают нефти неприятный запах и коррозионную агрессивность, ухудшают экологическую обстановку, поэтому подлежат удалению при подготовке нефти к транспортировке. Согласно ГОСТ Р 51858-2002, концентрация H2S и RSH в нефти вида 1 не должна превышать 20 и 40 ppm (мг/кг) соответственно.

Существуют химические, физические и комбинированные методы очистки от RSH.

Очистка нефти химическими методами путем непосредственного контактирования с реагентами имеет множество недостатков: ухудшение качества нефти, выпадение продуктов реакции в трубопроводах и резервуарах, образование труд-ноутилизируемых стоков, загрязнение воздушного бассейна.

Очистка нефти физическими методами от RSH намного сложнее, чем от H2S, поскольку у них температура кипения значительно выше и составляет +6 °С и +35 °С соответственно против - 60 °С у H2S. Поэтому при многоступенчатой сепарации нефти RSH, в отличие от H2S, практически не удаляются. При десорбции их легким газом требуется большой расход газа, снижается выход нефти, не достигается глубокая стабилизация нефти. Единственным методом, который может обеспечить высокую степень очистки и совместить два трудносовместимых показателя, высокий выход и глубокую стабилизацию нефти, является ректификация, позволяющая достичь четкого разделения дистиллята и остатка.

С учетом сказанного, а также освоения новых месторождений нефти с высоким содержанием меркаптановой серы и постоянное одновременное ужесточения требований экологического характера к продукции нефтепромыслов делают задачу очистки нефти от RSH актуальной.

Цель работы - разработка безотходной технологии очистки нефти от легких меркаптанов ректификацией на промыслах с понижением температуры нагрева и повышением выхода нефти.

Основные задачи исследования:

- обоснование возможности выделения из нефти легких меркаптанов ректификацией с меньшей потерей углеводородов С5+;

- разработка и исследование вариантов технологии ректификации нефти с получением стабилизированной, очищенной от легких меркаптанов нефти и меркаптансодержащего газа стабилизации;

- разработка технологии безотходной утилизации меркаптансодержащего газа стабилизации;

-разработка совмещенной технологии очистки нефти от легких меркаптанов ректификацией и утилизации меркаптансодержащего газа стабилизации.

Научная новизна

- Впервые предложена и исследована схема двухколонной ректификации применительно к очистке нефти от легких меркаптанов.

- Разработана технология, позволяющая выделить легкие меркаптаны с газами стабилизации нефти ректификацией при нагреве сырья на уровне 130 -140 °С и с выходом очищенной нефти на уровне 98-99%.

- Показана возможность повышения эффективности очистки нефти от легких меркаптанов путем вовлечения в процесс ректификации бензина за счет дополнительной подачи тепла, а также усиления эффекта десорбции удаляемых компонентов и углеводородных газов на тарелках выше уровня ввода продуктов разделения.

- Применительно к схеме двухколонной ректификации установлено оптимальное соотношение температур нагрева нефти Т„ на входе в первую колонну и нагрева бензина Тб в ребойлере второй колонны, которую можно описать следующим линейным уравнением: Тб~38+0,4Т„.

- Разработана безотходная технология реагентной очистки газов стабилизации от легких меркаптанов с получением очищенного газа и ингибитора коррозии на основе аппарата колонного типа, совмещающего процессы экстракции, абсорбции и десорбции.

Практическая ценность

- Разработана технология, позволяющая осуществлять высокую степень фи-

зической очистки нефти от легких меркаптанов методом ректификации, при глубокой ее стабилизации и высоком выходе нефти. Оптимизированы технологические параметры работы установки.

- Разработана конструкция аппарата колонного типа, совмещающего процессы экстракции, абсорбции и десорбции (экссорбера), применительно к очистки газа стабилизации от легких меркаптанов.

Достоверность результатов исследований

Предложенная для ректификационных колонн очистки нефти от легких меркаптанов тарелка мелкожалюзийного типа (ТМЖ) испытана на холодном стенде, где была доказана ее беспровальность, и внедрена в колонне отбензини-вания газа Шкаповского ГПП (ОАО АНК «Башнефть»).

Предложенаиная конструкции ТМЖ в сочетании со сливными устройствами удвоенной глубины (байпасинг-способ) установлена в двух колоннах установки очистки нефти от сероводорода ООО «Нарьянмарнефтегаз» общей производительностью 9 млн.т/год. Остаточное содержание сероводорода в нефти составляет не более 5 ppm.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались

на:

- методических советах Уфимского государственного нефтяного технического университета («УГНТУ»), г. Уфа;

- международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработ-ка-2009», г. Уфа 2009 г.

Публикации

По материалам диссертационной работы опубликовано 15 работ, в том числе 8 статей (из них 6 в журналах из перечня ВАК) и 3 докладов на конференциях, получено 4 патента на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы, приложений. Общий объем работы включает 164 страниц, содержит 37 таблиц, 35 рисунков и список литературы из 106 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цель и задачи исследования, кратко изложено содержание работы. .

Первая глава посвящена обзору литературы по методам и технологиям очистки и стабилизации меркаптансодержащей нефти.

Вторая глава посвящена разработке технологии выделения из нефти легких меркаптанов ректификацией и подбору соответствующего оборудования.

В этой главе разработаны и исследованы расчетным путем две технологические схемы (схемы 1 и 2), на основе которых определены основные элементы технологии удаления из нефти легких меркаптанов при одновременном обеспечении глубокой дегазации и высокого выхода нефти.

Схемы 1 (рисунок 1) и 2 (рисунок 2) отличаются друг от друга способом создания парового орошения во второй колонне (К-2): в схеме 1 паровое орошение создают за счет физического тепла жидкости (нефти) верхней секции первой колонны (К-1) и подачи в низ водяного пара; в схеме 2 - за счет нагрева в ребойлере и испарения части остатка К-2.

Кроме того, в колоннах схемы 2 используются высокоэффективные беспро-вальные тарелки с полотнами мелкожалюзийного типа (ТМЖ), а нефть в К-1 вводится двумя равными потоками и транспортируется порознь по сливным устройствам удвоенной глубины соответственно по нечетным и четным тарелкам до низа аппарата при сквозном проходе парогазовой смеси снизу вверх через все тарелки (байпасинг-способ).

Общими основными признаками этих схем являются: двухступенчатое концентрирование удаляемых компонентов в газовой фазе дистиллята, орошение первой колонны холодной нефтью и создание в ней парового орошения путем подачи водяного пара, получение товарной нефти путем смешения остатков колонн.

В работе приведены покомпонентные физико-химические свойства нефти для обеих схем. С целью выявления возможностей данных технологических схем и определения близких к оптимальным показателей процесса выполнены расчеты при различных сочетаниях режимных параметров установки. Результаты технологических расчетов представлены в виде сводных таблиц, на основании которых

12 - колонны.

3,7 - теплообменники; ч - печь:

6 - трехфазный свпирошс;

5,6 -апг.аршіьі СозЗуишого охлаждения,-9 - буферная емкость - сепаратор;

нефть на усшшо&кц,

II- дагретоя нефть.

II! - парогазо&оя смесь аз колонны 1;

IV - зчцщетшя нефть из колонны 1,

V - парегоэо&ая спесь из келеккы 2.

V! - остоток кслинны 2,

VII - концентрат легких меркащгоней (газЬ Ш - СиїЗа.

IX,X -Йсбяной пар.

X) - газйфЮЯ НЕфГГЬ;

ХН - жиЗкзсть Оерхнеи секции колоніь К-1

Рисунок 1 - Схема двухступенчатого концентрирования легких меркаптанов ректификацией с использованием в обеих колоннах водяного пара в качестве отпаривающего агента (схема 1)

12 - колонны,

3.7 - теплообменники;

. 4 - печь;

5 -отпороты ЙозЗущного охлаждения,-

6 - трехфазный сепаратор,-

8 - ребайдар;

9 - буферная емкость - сепаратор,-

I- нефть но установку;

II- нагретая нефть,

III - порогазобая смесь из колонны 1,-

IV - очищенная нефть из колонны 1.

V - парогазовая скесь из колонны 2.

VI - остаток колонны 2,

VII - концентрат легких меркаптанов (газ);

VIII - 5о0а,

IX,X -£сОяной пар,-

XI - товарная нефт;

XII -очищенный бензин.-

Ш - конденсат углебзЭораЗоб

Рисунок 2 - Схема двухступенчатого концентрирования легких меркаптанов ректификацией с использованием ребойлера во второй колонне и внутренних контактных устройств специальной конструкции в обеих колоннах (схема 2)

построены графики зависимостей показателей процесса, а также дано объяснение характера кривых на основе известных закономерностей процесса ректификации. Примеры графиков приведены на рисунках 3 и 4.

На рисунке 3 показана зависимость необходимой температуры нагрева нефти Т„, обеспечивающей остаточное содержание легких меркаптанов не более 20 ppm, от суммарного расхода водяного пара Dsn, при различных давлениях в системе Рс* для схемы 1.

Рисунок 3 - Графики зависимости необходимой температуры нагрева нефти от суммарного расхода водяного пара

Исходя из общих закономерностей ректификации, температура нагрева нефти Тн снижается при увеличении расхода водяного пара 08П благодаря сниже-ию парциального давления углеводородов, а следовательно, их температуры кипения. В данном случае, в связи с малым диапазоном изменения расхода пара, зависимость необходимой температуры нефти от удельного расхода водяного пара Вв„ является практически линейной.

На рисунке 4 показана зависимость остаточного содержания легких меркаптанов в нефти Хязн при заданной температуре нагрева нефти Тн=195 °С от удельного расхода водяного пара Бвп при различных давлениях в системе Рс.

* - Здесь и далее давление в системе - минимальное абсолютное давление в аппаратах, в данном случае - в сепараторе 6.

£

о.

а

х'

л

X

Рисунок 4 - Графики зависимости остаточного содержания легких меркаптанов в нефти от суммарного расхода водяного пара

Как видно из графика, при такой температуре нагрева нефти расход водяного пара заметно влияет на конечный результат очистки до значения 0Ш~0,3 % масс. Дальнейшее увеличение его расхода незначительно снижает остаточное содержание легких меркаптанов. Это объясняется известной закономерностью процесса ректификации, согласно которой при применении инертного газа (водяного пара) в качестве испаряющего агента четкость разделения ограничена, поскольку отпарка легких компонентов сырья происходит за счет тепла самой жидкости.

Преимущество схемы 1 относительно традиционной схемы двухколонной ректификации, заключается в следующем:

-снижение максимальной температуры нагрева на -45 °С (с 240 °С до

195 °С);

- отсутствие подвода тепла в низ К-2 (ребойлера);

• упрощение конденсационно-холодильной системы (КХС) за счет направления парогазовых смесей (ПГС) с обеих колонн в единую КХС;

- повышение производительности К-1 по сырью на ~25%;

- уменьшение до минимума (до двух) номенклатуры получаемых продуктов (товарная нефть и меркаптансодержащий газ стабилизации), что важно в условиях нефтепромыслов;

- минимальный выход неочищенного газа и, как следствие, максимальный выход нефти.

На основе расчетных исследований схемы 1 найден оптимизированный режим работы установки. Основные показатели процесса приведены в таблице 1. Таблица 1 - Оптимизированные параметры и показатели работы установки (схема 1) .

Наименование параметров и показателей процесса Оптимизированные значения

Давление в системе (абс.), МПа 0,13

Температура нагрева потоков нефти в печи, иС 195

Расход водяного пара, % масс. 0,3

Выход нефти, % масс. 98,6

Остаточное содержание легких меркаптанов, ppm 11

Давление насыщенных паров нефти по Рейду, мм рт.ст. 82

Однако схема 1, как и любая технологическая схема, имеет определенные недостатки:

- температура процесса в К-1 остается довольно высокой, на уровне 195 °С;

- подача в низ К-2 водяного пара ограничивает степень очистки остатка этой колонны и, в конечном счете, товарной нефти от легких меркаптанов;

- мольное соотношение потоков жидкость:пар (газ) в нижней секции К-2 остается довольно большой величиной: достигает 5-ти и более единиц (оптимальной для ректификации является 1:1).

На основе расчетных исследований схемы 2 найден оптимизированный режим работы установки. Основные показатели процесса приведены в таблице 2.

В работе выполнен сопоставительный анализ данного способа, названного способом стабилизации сероводород - и меркаптансодержащей нефти, с другими известными аналогами.

В таблице 3 приведено сравнение параметров процесса предложенных схем

1 и 2 и известной схемы двухколонной стабилизации ректификацией при равном остаточном содержании легких меркаптанов в нефти и других сопоставимых условиях.

В результате расчетных исследований двух технологических схем двухколонной ректификации применительно к очистке нефти от легких меркаптанов определены основные элементы разрабатываемой технологии:

- создание парового орошения в первой колонне водяным паром, а во второй - с использованием ребойлера;

- орошение верха первой колонны холодной нефтью;

- осуществление совместного охлаждения, частичной конденсации и сепарации парогазовых смесей с верха обеих колонн;

- получение товарной нефти путем смешения остатков обеих колонн;

- применение тарелок особой конструкции: высокоэффективных беспро-вальных тарелок в обеих колоннах, осуществление байпасирования жидкости через тарелку в нижней секции первой колонны.

Таблица 2 - Оптимизированные параметры и показатели работы установки

(схема 2)

Наименование параметров и показателей процесса Оптимизированные значения

Давление в системе (абс.), МПа 0,13

Температура на1рева потоков нефти в печи, С 140

Расход водяного пара, % масс. 0,4

Выход нефти, % масс. 98,55

Остаточное содержание легких меркаптанов, ppm 29

Степень очистки от легких меркаптанов, % масс. 84,2

Давление насыщенных паров нефти по Рейду, мм рт.ст. 31

Таблица 3 - Сравнительные параметры и показатели работы установок

Наименование параметров и показателей процесса Схема 2.1 Схема 2.2 Схема двухколонной стабилизации нефти ректификацией

Давление в системе (абс.), МПа 0,13 0,13 0,13

Температура нагрева потоков нефти, иС 185 140 240

Расход водяного пара, % масс. 0,4 0,4 -

Выход нефти. % масс. 96,9 98,55 98,08

Содержание легких меркаптанов в исходной нефти, ppm 176 176 176

Остаточное содержание легких меркаптанов, ppm 29 29 30

Степень очистки от легких меркаптанов, % масс. 84,2 84,2 83,0

Давление насыщенных паров по нефти Рейду, мм рт.ст. 104 31 28

Предложенные в этой главе технические и технологические решения позво-

ляют существенно, примерно на 100 °С (с ~ 240 °С до -140 °С) снизить максимальную температуру нагрева потоков в двухколонной системе ректификации относительно традиционной схемы двухколонной ректификации нефти при одинаковом составе исходного сырья.

Третья глава посвящена совершенствованию двухколонной схемы очистки нефти от легких меркаптанов с целью большего снижения температуры процесса ректификации в первой колонне при очистке нефти от легких меркаптанов. Предложены технологические схемы 3 и 4.

Принципиальные технологические схемы установок, реализующие соответствующий способ стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов, представлены на рисунках 5 и 6.

Эти варианты имеют следующие общие отличия от схемы 2, описанной в предыдущей главе:

- рециркуляция остатка второй колонны - бензина в среднее сечение первой колонны;

- использование двухступенчатой системы охлаждения, частичной конденсации и сепарации конденсата удаляемых компонентов (легких меркаптанов и сероводорода).

Схемы 3 и 4 отличаются друг от друга следующими двумя признаками:

- орошение верха основной колонны нефтью в схеме 3 осуществляют без нагрева в теплообменнике, а в схеме 4 - после нагрева;

- рециркуляцию бензина из спарринг-колонны в основную осуществляют в варианте 3 без дополнительного нагрева, а в варианте 4 - после нагрева в печи.

Расчеты вариантов схемы выполнены при различных сочетаниях режимных параметров установки. Результаты технологических расчетов представлены в виде сводных таблиц, на основании которых построены графики зависимостей показателей процесса, а также дано объяснение характера кривых, обоснованы пределы варьирования параметров режима.

В частности, установлено, что необходимая температура нагрева бензина (ТБ) в ребойлере второй колонны зависит от температуры нагрева нефти в печи (Т„) и может быть приближенно рассчитана по уравнению: ТБ~38+0,4Т„.

Эта закономерность объясняется следующими образом. При повышении температуры в первой колонне увеличивается (при прочих равных условиях) количественно и утяжеляется по фракционному составу дистиллят этой колонны.

При фиксированных значениях температуры и давления в конденсациовно-

1.2 - колонны.

3 - печь.

^5,6Л,8 - теплообменники,

9.10 - г&эсСые сепорзторы,

11 - буферная емкость-сепсротор,-

12 - 5 лек реогеишой очистки концентрата меркаг.тшоб,

I - Н^ф!ЛЬ НО устюЬку.

А - нагретая нефть.

III - реииркулируюший бензин;

IV - £ШШ0 ПОР;

V - счищенная нефя* из хслочни 1,-

VI - пцрогазоЭоя смесь из колонны 1

VII - конЗенсат угпеЬобсрабоЬ.

VIII - поры угдеВобсрсЗоЬ,

(X - очиненная нефть,

X - ЬсЗа

XI - бензин из КОЛСКНЫ 2:

XII - растЬсритель (бензин!

Рисунок 5 - Принципиальная технологическая схема двухступенчатого концентрирования легких меркаптанов с рециркуляцией бензина без дополнительного нагрева (схема 3)

1.2 - КОЛОННЫ.

3 - Г£ЧЪ;

4.5.6.7,8 - теплообменники 9,10 - гозойь® сепараторы.

11 - Буферная емкость-сепаратор.

12 - 5т ресгектной очистки кониентралз мерколтансО,-

I - НБфГСь на устюЭку;

II - нагретая нефть,-

III - рециркулирующий Сензин,-(V - йодядой пер.-

V - очищенная нефть из колонны 1.

VI - парогазовая сшгь из колонны 1 УіІ - кснЗенсшп цггебобсройсб.

УК! - пары ^глеВоборс0о&.

IX - Очищенная НЕфШЬ;

X - Ма.

XI - бензин из колонны 2,

XII - раст&орите.ть !5ензин)

Рисунок 6 - Принципиальная технологическая схема двухступенчатого концентрирования легких меркаптанов с рециркуляцией бензина с дополнительным нагревом (схема 4)

холодильной системе увеличивается доля конденсата и содержание меркаптанов в нем и в остатке второй колонны (бензине). Поскольку бензин рециркулирует в первую колонну и переходит преимущественно в жидкую фазу, в товарной нефти повышается содержание меркаптанов. Для восстановления требуемой степени очистки нефти необходимо подводить больше тепла во вторую колонну, что обеспечивается повышением температуры в ребойлере.

Аналогичным образом объяснены и другие закономерности схем на основе общих закономерностей процесса ректификации.

На рисунке 7 приведены графики зависимостей необходимой температуры нагрева нефти от расхода водяного пара для схем 3 и 4 при следующих общих условиях расчета:

- состав исходной нефти для схемы 3 идентичен составу для схемы 4;

- давление в системе (минимальное значение на выходе с установки) составляет 0,13 МПа;

- остаточное содержание легких меркаптанов в товарной нефти составляет не более 10 ppm;

Рисунок 7 - График зависимости необходимой температуры нагрева нефти от расхода водяного пара для схем 3 и 4 Как видно из рисунка 7, применение схемы 4 позволяет существенно снизить температуру нагрева нефти относительно схемы 3. При работе установки с

минимально допустимой температурой нагрева нефти в печи разница составляет

8 °С.

Оптимизированные (рекомендуемые) показатели работы установок по схемам 3 и 4 представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Оптимизированные показатели работы установок по схемам 3 и 4

Давление в системе (абс.), МПа Температура нагрева нефти в печи, °С Расход рециркулирующего бензина, % масс. Расход циркули- рующего водяного пара, % масс. Выход газо-концентрата RSH и IhS, % масс. Выход очищенной нефти, % масс. Остаточное содержание легких меркаптанов, ppm Давление насыщенных поров нефти по Рейду, мм рт.ст.

Рс т» DBtT Dr D„ Xrsh р 1 нп

Схема 3

0,13 136 4,4 0,7 1,3 98,3 10 28

Схема 4

0,13 125 4,3 .. У... 1,3 98,3 9 23

Как видно из этой таблицы, схема 3 при нагреве нефти до 136 иС позволяет

получить нефть с остаточным содержанием легких меркаптанов не более 10 ppm, что на 19 ppm и 4 °С ниже, чем при использовании схемы 2. Схема 4 позволяет снизить температуру нагрева нефти в печи по сравнению со схемой 3 на 11 °С (со 136 до 125 °С) при меньшем остаточном содержании легких меркаптанов в нефти.

Таким образом, в данной главе выполнен расчетный анализ двухколонных технологических схем 3 и 4, которые являются усовершенствованными вариантами схемы 2. Усовершенствование заключается в вовлечении в процесс ректификации остатка второй колонны - бензина с преимущественным рециклированием последнего в товарную нефть через первую колонну и большего концентрирования легких меркаптанов в газовой фазе дистиллята за счет использования двухступенчатой конденсационно-холодильной системы. Дополнительно к этим усовершенствованиям в схеме 4 предусмотрен нагрев рециркулируемого бензина в печи и нагрев в теплообменнике части нефти, подаваемой на орошение первой колонны. Все эти изменения технологической схемы позволили снизить максимальную температуру процесса ещё на 15 °С (со 140 до 125 °С).

Четвертая глава посвящена разработке безотходной технологии реагент-ной очистки газов стабилизации от легких меркаптанов. Эта технология рассматривается в работе как составная часть общей технологии очистки нефти от легких

меркаптанов, как её последняя стадия, с учетом возможности вовлечения газового бензина частично или полностью в товарную нефть.

Технологический расчет секции реагентной очистки газов стабилизации выполнен совместно с одним из оптимизированных вариантов схемы 4. Принципиальная технологическая схема секции представлена на рисунке 8. Основным аппаратом секции является экссорбер, который совмещает в себе функции экстрактора, абсорбера и десорбера.

Из анализа результатов технологических расчетов схем 1, 2, 3, 4 следует, что выделенный ректификацией меркаптансодержащий газ стабилизации включает все газовые компоненты и жидкие углеводороды (С5+), массовая доля которых в 1,5-2 раза превышает сумму газовых компонентов в этом потоке. Количественно газ стабилизации не превышает 2 % масс., и он может быть очищен любым из известных методов. В работе рассмотрен лишь один из возможных методов, который может быть, с точки зрения автора, наиболее востребованным.

Суть предлагаемой технологии заключается в следующем:

- использование аппарата колонного типа, выполняющего следующие функции: десорбция Н25 вместе с газовыми компонентами; абсорбция бензиновых компонентов, включая С4; экстракция ЯБН и частично Н28 нерегенерируе-мым реагентом;

- использование в качестве реагента композиции, обладающей бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям и антикоррозионным действием - нейтрализатором сероводорода, представляющей собой 70%-ный водный раствор вещества общей формулы С4Н9>Ю2;

- компримирование концентрата Н28+115Н, охлаждение и сепарация фаз, ввод полученной жидкой и паровой (газовой) фаз в разные по высоте сечения аппарата;

- использование выделенной из парогазовой смеси колонны К-1 воды в качестве верхнего орошения колонны;

- использование легкого углеводородного газа, например, с первой ступени сепарации нефти без очистки, в качестве десорбента;

- возможность выделения сероводорода преимущественно без контакта с реагентом в виде концентрата путем подачи реагента ниже точки ввода газовой фазы исходного концентрата НгЗ+ЛЗН;

- отделение газового бензина от отработанного реагента отстаиванием.

В таблице 5 приведены основные материальные потоки и режимные параметры, а в таблице 6 - основные показатели качества исходных и конечных продуктов секции, в том числе товарной нефти после смешения с очищенным газовым бензином.

На рисунке 9 представлена технологическая схема установки очистки нефти от легких меркаптанов, включающая секцию очистки нефти от легких меркаптанов и секцию реагентной очистки газов стабилизации от легких меркаптанов.

VIII

---Е=-

/ - ЗкСОрШер;

2 - Компрессор,

3 - Холодильник,

4 - Сепаратор;

/ - концентраті RSH и H}S

____JI-, на бходе 6 секцию.

1а - концентрат RSM и HtS но йыходе из компрессора и холодильника,

0 - гозодоя фаза концентрата RSH и H,S:

IS - жидкая фаза концентрата RSH и H,S,

Л - сдежий реагент,

/// - бода, Оделенная из нефти,-

IV -газ-десордент,

V - очищенная нефть.

V/ - товарная нсфть;

IX VII - очищенный газоВый бензин-Vffl - концентрат H:.S;

— >■ IX - отработанный реагент Ібиацид)

Рисунок 8 - Принципиальная технологическая схема секции реагентной очистки газов стабилизации от легких меркаптанов 17

15

/я

1^°

16

\

от легких меркаптанов

Наименование потоков и размерность параметра (в скобках - номер потока, соответствующий рисунку 8) Значение параметра

Температура Давление абсолютное Расход потока

°С МПа кг/ч % масс.

Концентрат Я8Н+ Н23 на входе в секцию (I) 40,0 0,130 6809 1,36

Концентрат Я8Н+ НгЭ на выходе из компрессора и холодильника (1а) 76,7 0,367 6809 1,36

Концентрат К81Н НгХ на выходе из сепаратора; • газовая фаза (16) • жидкая фаза (1в) • сумма 40.0 40.0 0,317 0,317 2094 4715 6809 0,42 0,94 1,36

Свежий реагент (II) 25,0 0,320 1000 0,20

Вода (Ш) 61,7 0,500 7394 0,38

Газ-десорбент (IV) 40,0 0,480 300 0,06

Очищенная нефть (V) 50,0 0,500 491276 98,26

Товарная нефть (VI) 49,8 0,320 496946 99,37

Очищенный газовый бензин(УП) 44,0 0,320 5670 1,11

Концентрат НгЭ (VIII) 77,3 0,300 1475 0,29

Отработанный реагент (IX) 44,0 0,320 8488 0,6

стабилизации от легких меркаптанов

Наименование потоков и размерность показателей (в скобках - номер потока, соответствующий рисунку 8) Значение показателей

Концентрат RSH и ibS (I):

•содержание RSH, % масс. 1,26

•содержание H2S, % масс. 2,36

Вода (III):

•содержание RSH, ppm 1,7

•содержание H2S, ppm 5,3

Газ -десорбент (IV):

•содержание RSH, ppm 0,0

•содержание H2S, ppm 900,0

Очищенная нефть (V):

•содержание RSH, ppm 5,0

•содержание H2S, ppm 0,0

•ДНП, мм рт.ст. 23

•содержание газов, % масс. 0,0

Товарная нефть (VI):

•содержание RSH, ppm 13,0

•содержание 1I2S, ppm 0,0

•ДНП, мм рт.ст. 83

•содержание газов, % масс. 0,40

Газовый бензин(УЛ):

•содержание RSH, ppm 71,9

•содержание H2S, ppm 3,0

•ДНП, мм рт.ст. 1682

•содержание газов, % масс. 25,85

•начало кипения, °С -15

•конец кипения, °С 76

Концентрат H2S (VIII):

•содержание RSH, ppm 0,3

•содержание H2S, ppm 11,0

•содержание С5+, % масс. 5,48

Отработанный реагент, разбавленный водой (IX):

•содержание RSH*, ppm 3,0

•содержание H2S*, ppm 620,0

* - RSH и H2S фактически превращены в другие вещества (биоциды) в результате

вступления в реакцию с реагентом

1.2,3 - когажы К-1. К-2. К-3 соатіЬг.тіст^кно; і, - пєи.ь: 5 - компрессор; 6 - ре&мявр,- 7,8,9,10,11 - ттлкймано- хо/юЭильнаэ оборудование, 12 - буферная еккость-сепоротар 1ЕСС1; 13 - срисрзпар гпрёхфазный; 14,15 - сепараторы Збухфаэные

I - ьсхайная нефть; К - Ьерхнее орошение; III - нефть из печи, IV - Зензин из печі* V - Ьсйякай пор из геч^ VI - отаг.ок К-1, 'ЛІ - очищемая нефть Ь теплообменники,

VIII - очищенная кефть из секции очистки нефти; IX - оорагаэоЗая смесь ІЛГСІ из К-1, X - (ТС из КС; XI - ПГС 6 гсрехфщдай сепср^ор; ХЯ - ЬоЭс из гпрэхфазного сепирсторо;

ХШ - нестабильный бензин & К-2. XIV - стоЗулизирсібшші 5енэин из К-2; XV - ПГС из К-2; XVI - кснценпрач» {КН*Н25 на покррііііиргїіМіБ, XVII - концентрат

Р5Н*Н25 после компрцпироСаний. ХУИ’ - гаэс&ая фазо концентрата КБН * Н25 Й К-3; XIX - жиЗкоя фазо кокценстрспа РІН^И25 Ь К-3, XX - бесорйент Ь К-3. XXI - реагент В К-Э,

XXII - боЭа 5 К-3. XXIII - концентрат свроКоЙзраЗо на аминоЙуо счиалкц XXIV - ЗисциЗ из К-3, XXV - газо&ш бензин из К-3, XXVI - гогїарноя тефть; XXVII - апсйишэиробпнный Еензш

Рисунок 9 - Принципиальная технологическая схема установки очистки нефти от легких меркаптанов

Преимущества данной технологии заключаются в следующем:

- интенсификация процесса очистки газа стабилизации от H2S и RSH за счет комбинированна химического и физических методов;

- обеспечение гибкости режима: создается возможность регулирования расхода и степени очистки газа, выделения H2S физическими методами;

- безотходность технологии: отработанный реагент используется в системе поддержания пластового давления в качестве биоцида и ингибитора коррозии;

- очищенный газовый бензин может быть использован частично или полностью в качестве ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на нефтепромыслах или направлен в товарную нефть, увеличив тем самым в ней потенциальное содержание ценных низкокипящих бензиновых компонентов;

- многократное снижение опасности попадания продуктов химического взаимодействия реагента и легких меркаптанов в товарную нефть при разделении отстаиванием, благодаря увеличению разности плотностей продуктов по сравнению с системой реагент-нефть вдвое (со 160 до 230 кг/м3).

В работе показана возможность ввода полученного в этой секции газового бензина в очищенную нефть без существенного ухудшения показателей её качества, достигнутых при очистке нефти по технологии схемы 4. В условиях выбранного примера выход нефти повышается на 1,1% масс, при увеличении остаточного содержания RSH с 5 ppm до 13 ppm, давления насыщенных паров по Рейду - с 23 до 83 мм рт.ст.

В работе приведен расчет экономической эффективности, который показывает, что применение предлагаемой в работе технологии очистки нефти от легких меркаптанов ректификацией по сравнению с существующей известной схемой двухколонной стабилизации позволит получить прирост прибыли на 30,484 млн. руб./год при производительности установки

4 380 ООО т/год по сырью.

Основные результаты и выводы

1 На основе существующих методов и технологий очистки от легких меркаптанов и стабилизации нефти сделан вывод о возможности совмещения этих процессов с использованием схем двухколонной ректификации и колонн со специальной конструкцией внутренних устройств со струйными беспровальными тарелками и сливными устройствами удвоенной глубины.

2 Разработаны основные элементы технологии выделения из нефти легких меркаптанов совместно с газом стабилизации на основе расчетного анализа двух из предлагаемых схем 1 и 2.

3 Разработаны технология и соответствующая двухколонная технологическая схема очистки нефти от легких меркаптанов в двух вариантах с использованием двухступенчатой системы охлаждения и сепарации концентрата меркаптанов и вовлечения в процесс очистки выделенного из нефти бензина.

4 Установлены закономерности процесса и дано их теоретическое объяснение, оптимизированы режимные параметры соответствующих установок. В результате температура нагрева нефти может быть снижена с 240250 °С до 125-135 °С, остаточное содержание легких меркаптанов до 10 ррш и ниже, а выход очищенной нефти составлять 98% масс, и выше.

5 Разработана безотходная технология и соответствующая технологическая схема реагентной очистки меркаптансодержащего газа стабилизации, выделенного в процессе очистки нефти методом ректификации. Технология включает физико-химическую обработку газа стабилизации с получением газового бензина, кислого газа и биоцида, и предусматривает частичное или полное вовлечение газового бензина в товарную нефть с повышением ее выхода на ~ 1% масс.

6 Разработана технология и соответствующая трехколонная технологическая схема очистки нефти от легких меркаптанов, с получением на выходе из установки очищенной от легких меркаптанов нефти, сероводородсодержащего газа и биоцида.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Арсланов Ф.А. Технология очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов /Ф.А. Арсланов, В.М. Андрианов, Г.Р. Теляшев и др. //Материалы международной научно-практической конференции «Нефтега-зопереработка-2009». - Уфа: Издательство ГУП ИНХП РБ, 2009. - С. 45-46.

2 Теляшев Г.Р. Совмещенная технология стабилизации и очистки нефти от сероводорода /Г.Р.Теляшев, Ф.А. Арсланов, И.В. Сахаров и др. //Материалы международной научно-практической конференции «Нефтега-зопереработка - 2009». - Уфа: Издательство ГУП ИНХП РБ. - 2009. - С. 4748.

3 Теляшев Г.Р. Современная технология очистки нефти от сероводорода /Г.Р. Теляшев, М.Р. Теляшева //Материалы международной заочной конференции молодых ученых «Инновации молодых ученых - основа устойчивого развития регионов». - Уфа: РИЦ БашГУ, 2009. - С. 230-232.

4 Теляшев Г.Г. Новая технология стабилизации и очистки нефти от сероводорода на предприятии ООО «Нарьянмарнефтегаз» /Г.Г. Теляшев, А.К. Исянгулов, Г.Р. Теляшев и др. //Информационно-аналитическое издание «Нефтегаз International». - сентябрь 2009. - С. 42-43.

5 Теляшев Г.Г. Энергонезависимая безотходная технология комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти /Г.Г. Теляшев., Р.Ш. Тахаут-динов, Г.Р. Теляшев и др. //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти нефтепродуктов. - 2010.- №4. - С. 29-36.

6 Пат. 2371230 Российской Федерации,-МПК B01D 11/04. Экстрактор колонного типа /Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов, Г.Р. Теляшев, и др.; заявитель и патентообладатель ООО Проектно-технологический институт НХП, Г.Г. Теляшев-№2007144097/15; заявл. 19.11.07; опубл. 27.10.2009.

7 Пат. 2372379 Российской Федерации, МПК C10G 29/20. Способ очистки сероводород - и меркаптансодержащей нефти /Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов, Г.Р. Теляшев, и др.; заявитель и патентообладатель ООО Проектно-технологический институт НХП, Г.Г. Теляшев - №2008106712/04; заявл. 11.02.08; опубл. 10.11.2009.

8 Пат. 2409609 Российской Федерации, МПК C10G 7/00. Способ стабилизации сероводород и меркаптансодержащей нефти /Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов, Г.Р. Теляшев и др.; заявитель и патентообладатель ООО Проектно-технологический институт НХП, Г.Г. Теляшев - № 2009130118; заявл. 05.08.2009; опубл. 20.01.2011. Бюл. №2.

9 Пат. 2425090 Российской Федерации, МПК C10G 29/00. Способ стабилизации и очистки нефти от легких мераптанов и сероводорода /Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов, Г.Р. Теляшев н др.; заявитель и патентообладатель ООО Проектно-технологический институт НХП, Г.Г. Теляшев - № 2010102290; заявл. 25.01.2010; опубл. 27.07.2011. Бюл. №21.

■ 10 Теляшев Г.Г. Перспективное направление очистки нефти от легких

меркаптанов и сероводорода /Г.Г. Теляшев, Ф.А.Арсланов, Г.Р. Теляшев и др. II Башкирский химический журнал. - 2010,- том №17. - №3. - С.98-100.

11 Арсланов Ф.А. Способ стабилизации сероводород - и меркаптансодержащей нефти /Ф.А. Арсланов, Г.Р. Теляшев, М.Р. Тедяшева и др. // Башкирский химический журнал. - 2010. - том №18. - №4. - С.90-93.

12 Арсланов Ф.А., Теляшев Г.Р. Способ очистки сероводород - и меркаптансодержащей нефти //Территория НЕФТЕГАЗ, 2010 №5. - С. 42-43.

13 Теляшев Г.Г., Арсланов Ф.А., Теляшев Г.Р. Технология совмещенной стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов, http:// www.ogbus .ru/au thors/TelyashevGR/Tel yashevGR_3 .pdf.

14 Арсланов Ф.А., Теляшев Г.Р., Теляшева М.Р.Технология очистки сероводород - и меркаптансодержащей нефти, http://www.ogbus.ru/authors/ TelyashevGR/ TeIyashevGR_l.pdf.

15 Арсланов Ф.А., Теляшев Г.Р., Теляшева М.Р. Способ стабилизации и очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти http://www.ogbus.ru/ authors/ TelyashevGR/TelyashevGR_2.pdf.

Подписано в печать 14.11.2011. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/іб. Гарнитура «Таймс». Печать трафаретная. Уел. печ. л. 1.

Тираж 90. Заказ 169.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес издательства и типографии:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул, Космонавтов, 1

Введение.

1 Обзор методов стабилизации и очистки нефти от легких меркаптанов.

1.1 Подготовка продукции скважин, содержащей меркаптаны.

1.2 Распределение углеводородов между жидкой и газовой фазами в процессе стабилизации нефти.

1.3 Применение методов и технологий сепарации, стабилизации и очистки меркаптансодержащей нефти.

1.3.1 Метод гидроциклонирования.

1.3.2 Метод двухступенчатого гидроциклонирования.

1.4 Применение методов и технологий десорбции.

1.4.1 Требования к колонным аппаратам. Технологии с применением колонн с дроблением потоков жидкости.

1.5 Применение методов и технологий ректификации.

1.5.1 Известная схема одноколонной стабилизации нефти ректификацией.24 1.5.2Известная схема двухколонной стабилизации нефти ректификацией.

1.5.3 Метод ректификации с последующей химической очисткой концентрата.

1.6 Химические методы очистки нефти от меркаптанов.

1.6.1 Щелочные методы окислительной демеркаптанизации.

1.6.2 Бесщелочная технология демеркаптанизации МАЯС.

1.6.3 Очистка щелочью в условиях окисления для превращения меркаптанов в дисульфидное масло - технология МЕШСАТ.

1.6.4 Метод (способ) десорбции с последующей очисткой реагентом.

Выводы по главе 1.

2 Разработка основной концепции технологии выделения из нефти концентрата легких меркаптанов с минимальным содержанием низко кипящих углеводородов.

2.1 Двухколонная схема ректификации с использованием в обеих колоннах водяного пара в качестве отпаривающего агента (схема 2.1).

2.1.1 Технологический расчет схемы 2.1.

2.2 Двухколонная схема ректификации с использованием ребойлера во второй колонне и внутренних контактных устройств, специальной конструкции в обеих колоннах.

Выводы по главе 2.

3 Разработка технологии выделения из нефти концентрата легких меркаптанов ректификацией с вовлечением в процесс выделенных из нефти воды и бензина.

3.1 Технологический расчет схемы 3.1.

3.2 Технологический расчет схемы 3.2.

Выводы по главе 3.

4 Разработка технологии безотходной утилизации легких меркаптанов

4.1 Особенность предлагаемой безотходной технологии утилизации концентрата меркаптанов.

4.1.1 Описание конструкции экссорбера.

4.1.2 Принципиальная технологическая схема секции утилизации концентрата легких меркаптанов.

4.2 Технологический расчет секции утилизации концентрата легких меркаптанов и сероводорода.

4.3 Технологический расчет секции очистки нефти от легких меркаптанов совместно с секцией утилизации легких меркаптанов.

Выводы по главе 4.

Актуальность проблемы

Во многих нефтях содержатся меркаптаны, в том числе высокотоксичные легкие меркаптаны: метилмеркаптан и этилмеркаптан (далее для краткости - ИБН). Они, как и сероводород, придают нефти неприятный запах и коррозионную агрессивность, ухудшают экологическую обстановку, поэтому подлежат удалению при подготовке нефти к транспортировке. Согласно ГОСТ Р 51858-2002, концентрация НгБ и ЯБН в нефти вида 1 не должна превышать 20 и 40 ррш (мг/кг) соответственно.

Существуют химические, физические и комбинированные методы очистки от И-БН.

Очистка нефти химическими методами путем непосредственного контактирования с реагентами имеет множество недостатков: ухудшение качества нефти, выпадение продуктов реакции в трубопроводах и резервуарах, образование трудноутилизируемых стоков, загрязнение воздушного бассейна.

Очистка нефти физическими методами от ЯБН намного сложнее, чем от НгБ, поскольку у них температура кипения значительно выше и составляет +6 °С и +35 °С соответственно против - 60 °С у НгЗ. Поэтому при многоступенчатой сепарации нефти ЯБН, в отличие от НгБ, практически не удаляются. При десорбции их легким газом требуется большой расход газа, снижается выход нефти, не достигается глубокая стабилизация нефти. Единственным методом, который может обеспечить высокую степень очистки и совместить два трудносовместимых показателя, высокий выход и глубокую стабилизацию нефти, является ректификация, позволяющая достичь четкого разделения дистиллята и остатка.

С учетом сказанного, а также освоения новых месторождений нефти с высоким содержанием меркаптановой серы и постоянное одновременное ужесточения требований экологического характера к продукции нефтепромыслов делают задачу очистки нефти от Я8Н актуальной.

Цель работы - разработка безотходной технологии очистки нефти от легких меркаптанов ректификацией на промыслах с понижением температуры нагрева и повышением выхода нефти.

Основные задачи исследования:

- обоснование возможности выделения из нефти легких меркаптанов ректификацией с меньшей потерей углеводородов С5+;

- разработка и исследование вариантов технологии ректификации нефти с получением стабилизированной, очищенной от легких меркаптанов нефти и меркаптансодержащего газа стабилизации; разработка технологии безотходной утилизации меркаптансодержащего газа стабилизации;

- разработка совмещенной технологии очистки нефти от легких меркаптанов ректификацией и утилизации меркаптансодержащего газа стабилизации.

Научная новизна

- Впервые предложена и исследована схема двухколонной ректификации применительно к очистке нефти от легких меркаптанов.

- Разработана технология, позволяющая выделить легкие меркаптаны с газами стабилизации нефти ректификацией при нагреве сырья на уровне 130 - 140 °С и с выходом очищенной нефти на уровне 99%.

- Показана возможность повышения эффективности очистки нефти от легких меркаптанов путем вовлечения в процесс ректификации бензина за счет дополнительной подачи тепла, а также усиления эффекта десорбции удаляемых компонентов и углеводородных газов на тарелках выше уровня ввода продуктов разделения.

- Применительно к схеме двухколонной ректификации установлено оптимальное соотношение температур нагрева нефти Тн на входе в первую колонну и нагрева бензина Тб в ребойлере второй колонны, которую можно описать следующим линейным уравнением: Тб~38+0,4ТН.

- Разработана безотходная технология реагентной очистки газов стабилизации от легких меркаптанов с получением очищенного газа и ингибитора коррозии на основе аппарата колонного типа, совмещающего процессы экстракции, абсорбции и десорбции.

Практическая ценность

- Разработана технология, позволяющая осуществлять высокую степень физической очистки нефти от легких меркаптанов методом ректификации, при глубокой ее стабилизации и высоком выходе нефти. Установлены оптимальные технологические параметры работы установки.

- Разработана конструкция аппарата колонного типа, совмещающего процессы экстракции, абсорбции и десорбции (экссорбера), применительно к очистки газа стабилизации от легких меркаптанов.

Достоверность результатов исследований

Предложенная для ректификационных колоннах очистки нефти от легких меркаптанов тарелка мелкожалюзийного типа (ТМЖ) испытана на холодном стенде, где была доказана ее беспровальность, и внедрена в колонне отбензинивания газа Шкаповского ГПП (ОАО АНК «Башнефть»).

Предложенанная конструкции ТМЖ в сочетании со сливными устройствами удвоенной глубины (байпасинг-способ) установлена в двух колоннах установки очистки нефти от сероводорода ООО «Нарьянмарнефтегаз» общей производительностью 9 млн.т/год. Остаточное содержание сероводорода в нефти составляет не более 5 ррт.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на:

- методических советах Уфимского государственного нефтяного технического университета (ФГБО ВПО «УГНТУ»), г. Уфа;

- международной научно-практической конференции «Нефтегазо-переработка-2009», г. Уфа 2009 г.

Публикации

По материалам диссертационной работы опубликовано 15 работ, в том числе 8 статей и 3 тезиса докладов на конференциях, получено 4 патента на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы, приложений. Общий объем работы включает 164 страниц, содержит 37 таблиц, 35 рисунков и список литературы из 106 наименований.

Основные выводы

1 На основе существующих методов и технологий очистки от легких меркаптанов и стабилизации нефти сделан вывод о возможности совмещения этих процессов с использованием схем двухколонной ректификации и колонн со специальной конструкцией внутренних устройств со струйными беспровальными тарелками и сливными устройствами удвоенной глубины.

2 Разработаны основные элементы технологии выделения из нефти легких меркаптанов совместно с газом стабилизации на основе расчетного анализа двух из предлагаемых схем 2.1 и 2.2.

3 Разработаны технология и соответствующая двухколонная технологическая схема очистки нефти от легких меркаптанов в двух вариантах с использованием двухступенчатой системы охлаждения и сепарации концентрата меркаптанов и вовлечения в процесс очистки выделенного из нефти бензина.

4 Установлены закономерности процесса и дано их теоретическое объяснение, оптимизированы режимные параметры соответствующих установок. В результате температура нагрева нефти может быть снижена с 240-250 °С до 125-135 °С, остаточное содержание легких меркаптанов до 10 ррш и ниже, а выход очищенной нефти составлять 98% масс, и выше.

5 Разработана безотходная технология и соответствующая технологическая схема реагентной очистки меркаптансодержащего газа стабилизации, выделенного в процессе очистки нефти методом ректификации. Технология включает физико-химическую обработку газа стабилизации с получением газового бензина, кислого газа и биоцида, и предусматривает частичное или полное вовлечение газового бензина в товарную нефть с повышением ее выхода на ~ 1% масс.

6 Разработана технология и соответствующая трехколонная технологическая схема очистки нефти от легких меркаптанов, с получением на выходе из установки очищенной от легких меркаптанов нефти, сероводород-содержащего газа и биоцида.

1. Химия нефти и газа /Под. ред. В.А.Проскурякова.- Ленинград.: Химия, 1981.-358 с.

2. Рудин М.Г. Краткий справочник нефтепереработчика /М.Г. Рудин,

3. A.Е. Драбакин. Ленинград.: Химия, 1980. - 352 с.

4. Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. /Под. ред.

5. B.М. Школьникова. М.: Химия, 1978. - 386 с.

6. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа /Н.И. Черножуков. М.: Химия, 1978. - 378 с.

7. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа, 3 изд., ч.1 /И.Л. Гуревич. М.: Химия, 1972. - С. 176 - 197.

8. Соркин Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды /Я.Г. Соркин. М.: Химия, 1975. - 295 с.

9. Быков В.А. Технологические методы предотвращения потерь углеводоро-дов на промысле /В.А. Быков. М.: Недра, 1988. - 80 с.

10. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка, нефти, газа и воды /Г.С. Лутошкин. М.: Недра, 1974. - 354 с.

11. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии /А.Г. Касаткин. М.: Химия, 1971. - 458 с.

12. Кельцев Н.В. Разделение попутных нефтяных газов /Н.В. Кельцев, А.П. Халиф. М.: Гостоптехиздат, 1957. - 536 с.

13. Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья /А.И. Гриценко. М.: Недра, 1977. - 382 с.

14. Михайловский М.К. Особенности компоновки узлов сепарации нефти в Удмуртии /М.К. Михайловский //Нефтепромысловое дело. 1983. -№7.-С. 13 - 16.

15. A.c. 1526740 СССР, МКИ ВОЮ 19/00 Установка подготовки нефти / Т.Н. Позднышев, Е.И. Андреев, С.П. Лесухин (СССР).- №4324092/ 23 26; заявл. 04.11.87; опубл.07.12.89, бюл. №45. -2 с.

16. A.c. 1493280 СССР, МКИ 3 В 25 15/00 Способ подготовки нефти / Т.Н. Позднышев, А.Г. Соколов, С.П. Лесухин (СССР) и др.- № 4313303; заявл. 27.07.87; опубл.15.03.89. бюл. №21. 3 с.

17. Позднышев Г.Н. Эксплуатация залежей и подготовка нефтей с повышенным содержанием сероводорода /Г.Н. Позднышев, Т.П. Миронов, А.Г. Соколов и др. //Нефтепромысловое дело. 1984. - №16. - 84 с.

18. Аслямов М. Р. Новая технология промысловой очистки нефти от сероводорода /М.Р. Аслямов, А.Ю. Копылов, A.M. Мазгаров и др. //Нефтяное хозяйство. 2008.- №12.- С.93 - 95.

19. Городнов В.П. Очистка нефти от сероводорода /В.П. Городнов, К.С. Каспарьянц, A.A. Петров //Нефтепромысловое дело. 1972. - №7. - С.31 -34.

20. Теляшев Г.Г. Энергонезависимая безотходная технология комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти /Г.Г. Теляшев, Р.Ш. Тахаутдинов, Гирфанов Р.Г. и др. //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти нефтепродуктов. 2010. - №4. - С. 29 - 36.

21. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях /М.Н. Персиянцев. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -283 с.

22. Пручай B.C. Разработка энергосберегающих технологий стабилизации нефти и нефтяных фракций: дис. канд. техн. наук: 05.17.07. -Защищена 10.08.86; утв. 03.02.87; 04860014678. Уфа, 1987. - 209 с.

23. Марушкин Б.К. Потенциал стабильной нефти /Б.К. Марушкин, B.C. Пручай //Нефтяное хозяйство. 1963.- №9. - С. 68 - 71.

24. A.c. 1129915 СССР, МПК С 10 G 7/00. Способ стабилизации нефти /Б.К. Марушкин, B.C. Пручай (СССР) и др. № 3564470/04; заявл. 14.03.83; опубл. 20.02.2000, бюл. № 3. 2 с.

25. Марушкин Б.К. Потенциал стабильной нефти /Б.К. Марушкин, B.C. Пручай //Нефтяное хозяйство. 1983.- №9. - С. 69 - 71.

26. Маринин Н.С. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора /Н.С.Маринин, Ю.Н.Саватеев. М.: Недра, 1982. -268 с.

27. Актильев В.Н. Утилизация нефтяного газа /В.Н. Актильев.- М.: Недра, 1983.-253 с.

28. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды /Г.С. Лутошкин.- М.: Недра, 1974. -358 с.

29. Хафизов А.Р. Технология сокращения промысловых потерь углеводородного сырья /А.Р.Хафизов. Уфа.: Изд. УГНТУ, 1997. 186 с.

30. Ахмерханов И.М. Исследование процесса отбора легких углеводородов из нефти различного состава /И.М. Ахмерханов, В.П. Метельков //Нефтегазопромыслового дело. 1987.- №5. - С. 24 - 27.

31. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти /В.П.Тронов- М.: Недра, 1977. 271 с.

32. Рамм В.М.Нефтегазовые сепарационные установки /В.М. Рамм. -М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1976. 655 с.

33. Оуэн Л.Э. Промысловая обработка нефти и газа /Л.Э. Оуэн, М.О. Уитло //Инженер-нефтяник 1972.- № 4 - С. 20 - 27.

34. Максимович Г.К. Процессы подготовки нефти на зарубежных промыслах /Г.К. Максимович //Опыт сбора и подготовки нефти на промыслах М.: Недра, 1965. - 109 с.

35. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом /В.П.Тронов.- М.: Недра, 1983.- 224 с.

36. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа /К.С. Каспарьянц.-М.: Недра, 1973 С.152.

37. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле /A.M. Лобков-М.: Недра, 1968.-285 с.

38. A.c. 1493280 СССР, МПК 4 В 01 D 19/00. Способ подготовки нефти /Г.Н. Позднышев, А.П. Соколов (СССР) и др. № 43133303/23-26; заявл. 24.07.87; опубл. 13.07.89, бюл. №26.

39. Лесухин С.П. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода /С.П.Лесухин, А.Г. Соколов, Г.Н. Позднышев //Нефтяное хозяйство М.: Недра, 1989.-№8. - С.50 - 54.

40. Пат. 2218974 Российской Федерации, МПК 7 В 01 Д 19/00. Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти /A.M. Фахриев, P.A. Фахриев. № 2002118142/04; заявл. 05.07.2002; опубл. 20.12.2003, бюл. №23.

41. A.c. 1431798 СССР, МПК 4 В 01 D 19/00. Способ подготовки нефти /А.Н. Плесовских, Н.В. Пестрецев (СССР) и др. № 4119656/23-26; заявл. 23.06.86; опубл. 23.10.86, бюл. №39.

42. Пат. 2220756 Российской Федерации МПК С2 7 ВО 1D19/00. Способы подготовки сероводородсодержащей нефти /A.M. Фахриев, P.A. Фахриев . №2002112350/15; заявл. 07.05.2002; опубл. 10.01.2004, бюл. №6.

43. Пат. 2071377 Российской Федерации МПК CI B01D53/52. Способы подготовки сероводородсодержащей нефти /Ф.Р.Исмагилов, В.В. Николаев, В.В. Шугорев и др. №93035262/26; заявл. 07.07.1993; опубл. 10.01.1997, бюл. №9.

44. Сахабутдинов Р.З. Технология очистки нефти от сероводорода /Р.З. Сахабутдинов //Транспорт и подготовка нефти 2008.- №7 - С. 82 - 85.

45. Григорян Л.Г. Некоторые вопросы расчета газожидкостных массообменных аппаратов с вертикальными контактными решетками / Л.Г. Григорян, К.С. Каспарьянц //Добыча, сбор и подготовка нефти и газа-Куйбышев.: Гипровостокнефть 1975 - С. 206 - 212.

46. Сахабутдинов Р.З. Решение проблемы удаления сероводорода из товарной нефти в ОАО «Татнефть» /Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов P.M. Гарифуллин и др. //Транспорт и подготовка нефти. 2007. - №2. - С. 75-77.

47. Пат. 2109033 Российской Федерации МПК 6 СЮ G27/10. Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода/Ф.Г. Шакиров, A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов и др; ВНИИ углеводородного сырья. -№96109263/04;опубл.:20.04.98, Бюл. №11. 3 с.

48. Колесников А.Г. Интенсификация процессов очистки продукции скважин от сероводорода и меркаптанов: дис. . канд. техн. наук: 25.00.17. -Защищена 09.11.09; утв. 11.05.10; 04820016743.-Уфа., 2009. 122 с.

49. Бийбулатов A.M. Механизм удаления сероводорода и меркаптанов из нефти гидроциклонированием /A.M. Бийбулатов, А.Г. Колесников, P.P. Ахсанов //Нефтегазовый сервис ключ к рациональному использованию энергоресурсов. - Уфа - 2007 - С. 224 - 231.

50. Ахсанов Р.Р.Удаление и нейтрализация сероводородов и меркаптанов гидроциклонированием /P.P. Ахсанов, А.Г. Колесников // Нефтегазовое дело-2008.- № 6. -212 215.

51. Бийбулатов A.M. Интенсификация процесса получения легких углеводородов гидроциклонированием продукции скважин /А.М.Бийбулатов, P.P. Ахсанов, А.Г. Колесников // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Уфа,- 2007 - С. 74 - 76.

52. Карамышев В.Г. Улавливание нефти из потока пластовых вод /В.Г. Карамышев, В.А. Костилевский, А.Г. Колесников // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».- Уфа.: ИПТЕР. 2008. -С. 7- 10.

53. Лесухин С.П. Разработка высокоэффективного аппарата АВР для десорбционной очистки нефти от сероводорода /С.П. Лесухин //Научнотехнические проблемы разработки и обустройства месторождений. -Куйбышев.: Гипровостокнефть- 1990-С. 165 176.

54. Лесухин С.П. Исследование противоточной многоступенчатой дегазации нефти в колонных аппаратах с регулярной насадкой /С.П. Лесухин, Л.Г. Григорян, С.С.Михайлов и др. // В кН.: Нефтегазовое дело: Межвузовский сб. научных трудов. Самара-1997- С. 42 - 45.

55. Теляшев Г.Г. Мелкожалюзийная тарелка ТМЖ и колонна с байпасированием жидкости /Г.Г. Теляшев, И.В. Сахаров, А.Ф. Арсланов // III Научно-практическая конференция. Сборник докладов. Туймазы.: Корпорация Уралтехнострой - 2007. - С. 105 - 106.

56. Теляшев. Г.Г. Новая технология стабилизации очистки нефти от сероводорода на предприятии ООО «Нарьянмарнефтегаз» /Г.Г Теляшев, А.К. Исянгулов, Э.Г. Теляшев и др. //Нефтегаз International 2009. - С. 42.

57. Теляшева М.Р. Технология очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов /М.Р. Теляшева, Г.Р. Теляшев, Ф.А. Арсланов и др. /Материалы международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка-2009». -Уфа.: ГУП ИНХП РБ.- 2009.- С.45-46.

58. Теляшев Г.Р. Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, http://www.ntng.ru/indexl4.html.

59. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты /И.А. Александров //Методы расчета и основы конструирования- М.: Химия-1978. С. 182 - 188.

60. A.c. 1182061 СССР, МПК С 10 G 7/00. Способ переработки нефти и нефтепродуктов /Ф.А Арсланов, Г.Г. Теляшев (СССР) и др. № 3660353/2304; заявл. 06.10.83; опубл. 30.09.85, бюл. №36.

61. Александров П.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты /П.А.Александров.- М.: Химия 1978-С. 14.

62. Теляшев Г.Р. Арсланов Ф.А. Сахаров И.В. Теляшева М.Р.

63. Совмещенная технология стабилизации и очистки нефти от сероводорода

64. Г.Р. Теляшев, Ф.А. Арсланов, И.В. Сахаров и др. //Материалы134международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка-2009». -Уфа.: ГУП ИНХП РБ.- 2009.- С.47 48.

65. Пат. 2236900 Российской Федерации МПК B01J19/32. Перфорированное полотно для массообменных устройств /В.Д. Сахаров, И.В. Сахаров и др. № 2003126821/15; заявл. 01.09.2003; опубл.:27.09.2004, Бюл. №18.

66. Лебедев Ю.Н. Высокопроизводительные тарелки центробежного типа /Ю.Н. Лебедев //Химия и технология топлив и масел 2004.- №1- С. 43 -45.

67. Лебедев Ю.Н. Центробежные тарелки с делением потока жидкости /Ю.Н. Лебедев, В.Г. Чекменов //Химия и технология топлив и масел 2004,-№1- С. 46 -47.

68. Мазгаров A.M. Технология очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов /A.M. Мазгаров, А.Ф., Вильданов и др. //Химия и технология топлив и масел 1996.- №6.- С. 11.

69. Пат. 2087521 Российской Федерации МПК C10G27/10. Способ очистки нефти и газа от низкомолекулярных меркаптанов /A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов и др. № 94029714/04; заявл. 08.08.1994; опубл.: 20.08.1997, Бюл. №10.

70. Мерпеисов.Х.С. Очистка нефти от легких меркаптанов с использованием жидкого поглотителя активных компонентов «ПАК» /X. С. Мерпеисов, И. В. Исиченко, А. В. Коновалов // НефтьГазПромышленность-2007.-№3.- С.31.

71. Арсланов Ф.А. Способ стабилизации и очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти. http://www.ogbus.ru/authors/ TelyashevGR/TelyashevGR2.pdf.

72. Химия и технология топлив и масел 6/2007 стр. 80-8177 www.caspian-events.com

73. Применение самой современной технологии очистки углеводородов на нефтеперерабатывающих предприятиях. /Доклад Фирмы «Мерикем компании» на техническом симпозиуме. Уфа, 1992.

74. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке /И.А.Александров. М.:Химия, 1981.-С.172.

75. Марушкин Б.К. Исследование закономерностей ректификации и интенсификации работы колоны на нефтеперерабатывающих заводах, дис. док. техн. наук: 05.17.07 Защищена 05.12.75; утв. 11.04.76; 0376007809. -Уфа, 1976.-426 с. С 96.

76. Марушкин Б.К. Работа первой колонны АВТ с двойным вводом нефти /Б.К. Марушкин, Ф.А.Арсланов, Г.Г.Теляшев и др. //Вопросы фракционирования, вып.2.- Уфа.: Башкнигоиздат, 1975. С. 225-229.

77. Рабинович Г.Г. Расчет основных процессов и аппаратов нефтепереработки /Г.Г.Рабинович, П.М.Рябов, П.К.Хохряков и др. -М.:Химия, 1979.-С. 220.

78. Пат. 2236900 Российской Федерации МПК B01J19/32. Перфорированное полотно для массообменных устройств /В.Д. Сахаров, И.В. Сахаров и др. № 2003126821/15; заявл. 01.09.2003; опубл.:27.09.2004, Бюл. №18.

79. Пат. 2371230 Российской Федерации МПК B01D 11/04. Экстрактор колонного типа /Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов, Э.А. Теляшев, И.В. Сахаров и др. № 2007144097/15; заявл. 19.11.2007; опубл.:27.05.2009; бюл. №30.

80. Пат. 2372379 Российской Федерации МПК С ЮС 29/20. Способ очистки сероводород- и меркаптан содержащей нефти /Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов, Э.А. Теляшев, И.В. Сахаров и др. № 2008106712/04; заявл. 11.02.2008; опубл.: 10.11.2009; бюл. №31.

81. Мазгаров A.M. Очистка нефти от легких меркаптанов в аппаратох колонного типа с использованием насадки АВР /A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов //Химия и технология топлив и масел, 1966 №6.- С.11.

82. Пат. 2218974 Российской Федерации, МПК 7 В 01 Д 19/00. Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти /A.M. Фахриев, P.A. Фахриев. № 2002118142/04; заявл. 05.07.2002; опубл. 20.12.2003, бюл. №23.

83. A.c. 362043 СССР, МПК С 10 G 30/00. Способ первичной подготовки сырой нефти на промыслах /Р.С Андриасов, Н.С. Маринин (СССР) и др. №362043; заявл. 27.11.1996; опубл. 9.11.73, бюл. №2.

84. Арсланов Ф.А. Технология очистки сероводород и меркаптансодержащей нефти. http ://www.ogbus.ru/authors/TelyashevGR/ TelyashevGRl .pdf.

85. Теляшев Г.Г. Перспективное направление очистки нефти от легких меркаптанов и сероводорода /Г.Г. Теляшев, Ф.А.Арсланов, Г.Р. Теляшев и др. // Башкирский химический журнал, 2010, том №17, №3. С.98-100.

86. Пат. 2173735 Российской Федерации МПК C23F11/12. Средство для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий /В.М. Андрианов, P.C. Алеев и др. №99118348/13; заявл. 20.08.199; опубл. 20.09.2001, бюл. №8.

87. Каспарьянц К.С. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа /К.С. Каспарьянц, В.И. Кузин, Л.Г. Григорян.-М.:Недра, 1977.-254 с.

88. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. Казань:Фэн, 2002 - 512 с.

89. Ривкин П.Р. Техника и технологии добычи и подготовки нефти на нефтепромыслах: справочное пособие для разработчиков нефтегазовых месторождений. 2-е изд.- Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. 496 с.

90. Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1977 . - 304с.

91. Коршак A.A. Основы нефтегазового дела /A.A. Коршак, A.M. Шаммазов Уфа: Дизайн-Полиграф Сервис,2001.-432 с.137

92. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. М.:000 «НЕДРА-Бизнесцентр», 1999. -283 с.

93. Маринин Н.С. Исследование технологии сепарации нефти в системах сбора /Н.С. Маринин, Ю.Н. Савватеев. М.: Недра, 1982 . - 171 с.

94. Горонян В.И. Изучение процессов разгазирования нефти. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 107 с.

95. Абрамова А.А. Повышение эффективности работы сепарационных установок при разделении газонефтяных смесей. Уфа, 1984. - 207 с.

96. Тронов В.П. Исследование вертикальных сепараторов для сокращения потерь нефти /В.П.Тронов, П.Н.Усков, А.В.Кривоножкин //Нефтепро-мысловое дело. 1980.-№4. - С. 198-208.

97. Тронов В.П. Сбор, сепарация и деэмульсация нефти на месторождениях Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 1976. -101 с.

98. Быков В.А. Увеличение глубины сепарации методом газового барботажа с целью снижения потерь нефтяных углеводородов //Проблемы снижения поверхностных потерь нефти в Пермском Приуралье. 1982.-№6-С.154-156.

99. Коханчиков Л.А, Колесников А.Г. Очистка углеводородного сырья от сероводорода и легких меркаптанов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / НТЖ ИПТЭР 6(76).- Уфа, 2009г.

100. Коханчиков Л.А, Андрианов В.М, Колесников А.Г. Установка для подготовки сероводородосодержащей нефти к транспорту // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / НТЖ ИПТЕР 6(76) 2009г.