Патенты автора Судыкин Сергей Николаевич (RU)
Способ обезвоживания и обессоливания нефти // 2788491
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обезвоживания и обессоливания нефти, и может найти применение при комплексной подготовке нефти в промысловых условиях и на нефтеперерабатывающих предприятиях. Предложен способ обезвоживания и обессоливания нефти, который включает смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании. Процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4-0,6 м/с. При этом время обработки составляет 10-20 с, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02-0,06 м/с при времени обработки 125-200 с. Таким образом предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени. 5 табл.
Способ определения содержания органического хлора в химических реагентах, применяемых в нефтедобыче // 2740991
Изобретение относится к способам определения органического хлора. Описан способ определения содержания органического хлора в химических реагентах на органической основе, на водной основе, на основе соляной кислоты и в твердом агрегатном состоянии, применяемых в нефтедобыче, включающий введение в подготовленный анализируемый образец внутреннего стандарта - раствор висмута в неполярном растворителе с массовой долей висмута 5000 млн-1 в количестве 10% от навески образца, выполнение измерений на рентгенофлуоресцентном волнодисперсионном спектрометре. Технический результат - расширение способов определения органического хлора. 3 з.п. ф-лы, 4 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений. Способ определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений включает определение содержания органического хлора в нафте, при этом предварительно химический реагент, применяемый в системе нефтедобычи, анализируют на содержание общего хлора методом рентгено-флуоресцентного анализа и содержание органического хлора методом хромато-масс-спектрометрии, проводят анализ исходной пробы нефти с массовой долей воды не более 1% на содержание органического хлора, а затем определяют устойчивость химического реагента к разложению, для этого готовят искусственную водонефтяную эмульсию путем эмульгирования минерализованной воды и исходной пробы нефти, в приготовленную искусственную водонефтяную эмульсию добавляют химический реагент в дозировке, соответствующей удельному расходу химического реагента в системе нефтедобычи, перемешивают с получением смеси водонефтяной эмульсии с химическим реагентом, обезвоживают смесь водонефтяной эмульсии с химическим реагентом, полученную нефть подвергают разгонке с целью отгона нафты, после определения содержания органического хлора в нафте оценивают устойчивость химического реагента к разложению как приращение содержания органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, полученной после обезвоживания эмульсии, обработанной реагентом, относительно содержания органического хлора в нафте исходной пробы нефти. Техническим результатом является возможность определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений.
Способ определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок // 2734388
Изобретение относится к аналитической химии, в частности к способам определения содержания органического хлора в нефти, добытой из скважин после проведения солянокислотной обработки. Способ определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок, включает отбор нефти, перегонку нефти с целью получения фракции нефти, выкипающей до температуры 204 °С, - нафты, отмывку нафты от сероводорода и определение содержания органического хлора, при этом после отбора нефти ее подвергают разделению под действием поля центробежных сил, полученную нефть промывают дистиллированной водой температурой 80-90 °С при соотношении нефти и дистиллированной воды 1:3, при этом промывку осуществляют в течение 10-15 мин не менее трех раз до достижения показателя рН промывочной дистиллированной воды не менее 6, после чего нефть обезвоживают и направляют на перегонку с целью получения нафты. Техническим результатом является повышение точности и достоверности определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок, а также исключение влияния соляной кислоты на образование хлорорганических соединений.
Способ обработки донных осадков в резервуаре // 2694770
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу обработки донных осадков в резервуаре. Способ включает подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы. Перед закачкой растворителя определяют объем донных осадков. Подачу растворителя осуществляют одновременно с перемешиванием донных осадков. В качестве растворителя используют растворитель парафинов нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию с температурой начала кипения не ниже 28°С и температурой 90% отгона не выше 240°С, или растворитель промышленный, являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе). Растворитель подают в количестве 25-30% от объема донных осадков. Перемешивание смеси донных осадков и растворителя в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток. Отстаивание смеси в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток. Полученную жидкую углеводородную фазу откачивают на установку подготовки нефти. Технический результат заключается в извлечении дополнительного объема нефти из донных осадков за счет повышения эффективности обработки донных осадков в резервуаре, снижении потерь ценного углеводородного сырья, получении жидкой углеводородной фазы с низким содержанием механических примесей и воды. 1 ил., 1 табл.
Способ сольвентной деасфальтизации тяжелого нефтяного сырья и растворитель для реализации способа // 2694533
Изобретение относится к области нефтепереработки и, в частности, к процессам сольвентной деасфальтизации (СДА) тяжелых нефтей, природных битумов и тяжелых нефтяных остатков. Описан способ сольвентной деасфальтизации тяжелого нефтяного сырья, в соответствии с которым процесс осадительной экстракции проводят с использованием растворителя тяжелого нефтяного сырья, представляющего собой смесь диоксида углерода и толуола с содержанием толуола от 10 до 40% мас., находящуюся в однофазном жидком, суб- или сверхкритическом состоянии. Процесс экстракции проводят в области температур от 50 до 150°С и давлений от 100 до 300 бар. в противоточной экстракционной колонне гравитационного типа с последующей регенерацией основных количеств СО2 из раствора деасфальтизата в сверхкритических для СО2 условиях. Технический результат - достижение высокого выхода деасфальтизата в сочетании с высокой селективностью разделения и эффективностью удаления асфальтенов и металлов из состава тяжелого нефтяного сырья в процессе его СДА при использовании смесей СО2 и толуола в качестве комбинированного растворителя. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.,4 табл., 4 пр.
Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к обработке высокоустойчивых водонефтяных эмульсий. Изобретение касается способа комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, включающего обработку промежуточного слоя, состоящую из нагрева, введения ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием. В процессе обработки промежуточного слоя осуществляют нагрев промежуточного слоя до 60-85°С с циркуляцией в течение 0,5-1 ч, в процессе циркуляции вводят разбавитель в количестве 10-25% к объему промежуточного слоя, далее в промежуточный слой с разбавителем вводят реагент в количестве от 1000 до 12000 мг/дм3, осуществляют циркуляцию смеси промежуточного слоя с разбавителем и реагентом в течение 1-2 ч, после чего отстаивают в течение 48-120 ч, отделяют остаточный промежуточный слой, далее осуществляют нагрев остаточного промежуточного слоя до 60-80°С с циркуляцией, далее в остаточный промежуточный слой вводят 10-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-50% к объему остаточного промежуточного слоя, затем осуществляют циркуляцию смеси остаточного промежуточного слоя с ингибированной соляной кислотой в течение 1-2 ч, после чего отстаивают в течение 48-120 ч, далее отделившуюся воду направляют на нейтрализацию щелочным реагентом до значений рН 3,0-6,0. Технический результат - повышение эффективности обработки промежуточного слоя. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 4 табл., 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам снижения содержания органических хлоридов в нефти. Данный способ применим к нефти с содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более). Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти включает отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти, где для предварительного обезвоживания нефти проводят циркуляцию нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°C и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1. Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества: во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более); во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млн-1 для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, и до 100 млн-1 для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 8 пр.
Изобретение относится к двум вариантам способа обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты. Один из вариантов включает нагрев, введение ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием. При этом характеризуется тем, что осуществляют нагрев промежуточного слоя до 60-80°С с циркуляцией, далее в промежуточный слой вводят 10-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-50% к объему промежуточного слоя, далее осуществляют циркуляцию смеси промежуточного слоя с ингибированной соляной кислотой в течение 1-2 ч, после чего отстаивают в течение 48-120 ч, далее отделившуюся воду направляют на нейтрализацию щелочным реагентом до значений рН 5,5-6,9. Предложенный способ позволяет повысить эффективность обработки промежуточного слоя. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 23 пр.
Настоящее изобретение относится к способу снижения содержания органических хлоридов в нефти. Способ включает предварительное обезвоживание и дегазацию нефти, нагрев нефти с выделением органических хлоридов, отвод очищенной нефти. При этом предварительное обезвоживание производят до содержания воды в нефти не более 1%, нагрев производят до температуры, позволяющей отогнать из нефти в ректификационной колонне фракцию, содержащую органические хлориды и выкипающую при атмосферном давлении в интервале температур от начала кипения до 204°С, а часть отогнанной фракции - рефлюкс используют для орошения ректификационной колонны, объем рефлюкса определяют эмпирическим путем в зависимости от конструкционных особенностей этой колонны и объема нефти, поступающей на перегонку. Предлагаемый способ позволяет получить очищенную нефть с содержанием органических хлоридов менее 10 ppm. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Обеспечивает повышение надежности работы систем обустройства за счет закачки пара, вырабатываемого из попутно добываемой воды, в пласт; частичного разрушения эмульсии в системе нефтесбора за счет ранней подачи деэмульгатора в продукцию скважин; выработки водяного пара из попутно добываемой воды за счет ее глубокой очистки от вредных примесей - нефти, сероводорода, кислорода, солей жесткости. Сущность изобретений: по 1 варианту система включает источник пресной воды с трубопроводом пресной воды, добывающие скважины, соединенные через трубопровод продукции скважин с установкой подготовки нефти, оснащенной трубопроводом товарной нефти и трубопроводом попутно добываемой воды, сообщенным с очистными сооружениями, которые через трубопровод очищенной воды, кустовую насосную станцию и водовод, оснащенный блоком дозирования ингибитора коррозии, сообщены с нагнетательными скважинами. Трубопровод продукции скважин оснащен блоком дозирования деэмульгатора, очистные сооружения снабжены трубопроводом уловленной нефти для ее возврата на установку подготовки нефти, оснащенную дополнительно системой нагрева продукции с трубопроводом топливного газа и трубопроводом попутного нефтяного газа, и вторым трубопроводом очищенной воды, соединенным с блоком водоподготовки для подачи попутно добываемой воды на глубокую очистку, при объемах добычи нефти более 10% от проектного максимального объема добычи нефти с отключением трубопровода очищенной воды. Причем блок водоподготовки соединен с трубопроводом пресной воды для ее глубокой очистки для обеспечения парогенератора необходимым объемом воды, а также с кустовой насосной станцией через трубопровод рассола и через трубопровод глубокоочищенной воды с парогенератором, который для нагрева воды соединен с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщен с паронагнетательными скважинами. По 2 варианту добывающие скважины соединены через трубопровод продукции скважин и дожимную насосную станцию с установкой подготовки нефти. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, более высокие значения добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи с одновременным снижением материальных затрат и повышением безопасности работ на скважинах. В способе разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающем строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C. После чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин. Далее, при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза, из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами. Затем горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции. Электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают. 1 табл., 1 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам предварительного сброса воды, и может использоваться на нефтепромыслах
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам первичной переработки тяжелой нефти и/или природного битума
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей и природных битумов на нефтепромыслах
АППАРАТ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ // 2308311
Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к устройствам вывода промежуточного слоя из отстойников на установках предварительного сброса воды и установках подготовки нефти
