Способ регенерации ингибитора образования гидратов

Авторы патента:

C09K8/52 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2508308:

СТАТОЙЛ ПЕТРОЛЕУМ АС (NO)

Изобретение относится к способу получения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, в котором жидкий ингибитор образования гидратов характеризуется температурой кипения, превышающей температуру кипения воды. При этом в соответствии с изобретением получают два обедненных ингибитора, один свободный от соли, а другой не свободный от соли. Такое разделение на два извлеченных ингибитора, смешанных в различных сочетаниях с получением различных обедненных продуктов, позволяет вводить ингибитор в различные резервуары или трубопроводы потока, где требуются различные концентрации стабилизатора рН. При этом необходимость в системах разделения ингибиторов образования гидратов может быть снижена до минимума или исключена и способ эксплуатации ингибитора образования гидратов может быть упрощен. Также изобретение относится к устройству для осуществления способа. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Настоящее изобретение относится к способу регенерации жидких ингибиторов образования гидратов и к устройствам для реализации этого способа.

Когда необработанные или частично обработанные углеводороды транспортируют по трубопроводу, например из устья скважины, в потоке углеводородов может присутствовать вода. Если температура в трубопроводе низкая, а давление высокое, система может находиться в условиях образования гидратов газа. При 100 бар абс. температура образования гидратов может составлять 20°С. При 400 бар абс. температура образования гидратов может составлять 30°С. Гидраты газа являются твердыми и ведут себя как лед; когда они образуются в большом количестве, они могут закупоривать трубопровод. Гидраты также могут закупоривать или нарушать функционирование других элементов, таких как клапаны, штуцеры, сепараторы, теплообменники и т.д.

Существует несколько способов, которые можно использовать для предотвращения образования гидратов, однако в длинных трубопроводах, особенно подводных трубопроводах, наиболее часто применяют способ, состоящий в добавлении жидкого ингибитора образования гидратов, который понижает максимум температуры образования гидратов до температуры ниже рабочей. В качестве ингибиторов используют различные спирты, гликоли, амины и соли; выбор ингибитора зависит от нескольких факторов. Наиболее распространенным способом предотвращения образования гидратов в трубопроводах, однако, является введение спирта, такого как метанол или этанол, или гликоля, такого как моноэтиленгликоль (1,2-этандиол или МЭГ). Это жидкие ингибиторы, полностью смешивающиеся с водой. Главными различиями между спиртами и гликолями является температура кипения и давление паров. И метанол, и этанол характеризуются температурой кипения менее 100°С, тогда как МЭГ, диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) характеризуются температурой кипения намного выше 100°С. Температура кипения МЭГ, наиболее широко используемого гликоля, равна 198°С. В результате давление паров гликолей намного ниже, чем у низших спиртов, поэтому в газовой фазе присутствует меньшее количество гликоля. В длинных трубопроводах убыль метанола и этанола за счет перехода в газовую фазу существенна, и нужно вводить избыточное количество спиртового ингибитора, чтобы сохранить достаточную концентрацию в водной фазе. Для газовых промыслов, где количество газа по сравнению с количеством воды в потоке углеводородов очень велико, предпочтительными ингибиторами часто являются гликоли, в частности МЭГ.

Концентрация ингибитора изменяется в зависимости от того, какой конкретный ингибитор выбран и сколько его нужно для снижения температуры образования гидрата ниже, чем температура в трубопроводе. Обычно ингибитор присутствует в количестве примерно 30-75% вес. относительно водной фазы. Таким образом, количество ингибитора, которое нужно ввести, зависит от содержания воды в углеводороде, и поскольку необходимый расход вводимого ингибитора может составлять несколько сот кубических метров в день, по экономическим соображениям, соображениям транспортного обеспечения и с учетом воздействия на окружающую среду ингибитор необходимо извлекать и рециркулировать.

Водная фаза в трубопроводе с углеводородами может представлять собой сложную смесь. Ее главными компонентами являются вода и ингибитор образования гидратов. Конечно, также присутствуют растворенные углеводороды и компоненты газоконденсата. Поскольку растворимость большинства углеводородов мала, основными растворенными компонентами являются диоксид углерода и легкие углеводороды. Содержание некоторых углеводородов, особенно полярных, ароматических и циклических углеводородов, может быть довольно большим из-за присутствия ингибитора. Если газовая фаза содержит сероводород, некоторое его количество переходит в водную фазу. Растворенные диоксид углерода и сероводород являются причиной образования ионов бикарбоната, карбоната и бисульфида.

Вследствие коррозии водная фаза также содержит некоторые продукты коррозии, главным образом, ионы железа и твердые вещества, такие как карбонат железа, оксиды железа и т.д. В процессе коррозии, как правило, выделяются следовые количества других компонентов металлического сплава, из которого изготовлен трубопровод, например хром, медь, марганец, никель и т.д.

Обычно, углеводород, перемещающийся по трубопроводу, также содержит некоторое количество воды из подземного коллектора углеводородов, которую, обычно, называют пластовая вода. Пластовая вода содержит различные растворенные ионы, в частности ионы натрия, хлорида, калия, магния, кальция, бария, стронция, железа, сульфата и т.д. Часто водная фаза также содержит растворенные органические кислоты, главным образом, уксусную кислоту, однако также часто присутствуют карбоновые кислоты, производные алканов с короткой цепью, такие как муравьиная кислота, пропановая кислота, бутановая кислота.

Водная фаза в трубопроводе также содержит различные химические реагенты, используемые в процессе добычи и транспортировки, такие как ингибитор коррозии и ингибитор образования отложений, стабилизаторы рН, буровые растворы и текучие среды для предохранения трубопровода.

Водную фазу ингибитора, выходящую из трубопровода, называют «обогащенной», так как в ней много воды. Извлеченный жидкий ингибитор называют «обедненным», так как содержание в нем воды мало. Обедненный жидкий ингибитор образования гидратов, как правило, характеризуется содержанием ингибитора образования гидратов 75-100% вес., обычно, около 90% вес. Обогащенный жидкий ингибитор образования гидратов, обычно, содержит около 30-75% вес. ингибитора образования гидратов.

Настоящее изобретение относится к извлечению для повторного использования обедненных жидких ингибиторов образования гидратов, характеризующихся температурой кипения выше, чем температура кипения воды, например, когда ингибитор образования гидратов представляет собой гликоль, такой как МЭГ, ДЭГ или ТЭГ. В частности, изобретение относится к извлечению обедненного МЭГ.

Прежде всего, способ извлечения направлен на удаление воды из обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов. В принципе, этого можно достичь простой перегонкой. В случае МЭГ, например, ее можно провести при, примерно, 140-150°С и 1,1-1,3 бар абс. Пары воды отводят, а обедненный ингибитор образования гидратов выводится в виде жидкости. Надлежащая концентрация ингибитора образования гидратов в потоке отводимой жидкости может быть получена путем регулирования температуры или давления в ребойлере. При нормальном функционировании такая простая перегонка обогащенного МЭГ позволяет получить концентрацию МЭГ в продукте верха колонны, то есть в воде, обычно намного меньше 500 частей на миллион, иногда, меньше 50-200 частей на миллион.

Способ простой перегонки обычно называют «регенерация». Регенерации иногда бывает недостаточно, так как при этом из жидкого ингибитора образования гидратов удаляется только вода и растворенные летучие соединения. При регенерации не удаляются такие растворенные примеси, как соли и другие соединения с высокой температурой кипения. Для очистки жидкого ингибитора образования гидратов от таких примесей необходимо осуществлять дополнительную перегонку, при которой жидкий ингибитор образования гидратов отводят в форме газовой фазы. Обычно это осуществляют, используя перегонный резервуар, работающий при пониженном давлении, например сепаратор очистки или устройство очистки.

Обычно сепараторы очистки работают под давлением от 0,15 до 0,3 бар абс., при таком давлении МЭГ можно выпарить при 120-135°С.

Вакуумную перегонку ингибитора образования гидратов называют процессом очистки. Когда ингибитор образования гидратов, подаваемый в устройство очистки, содержит соли, в устройстве очистки концентрация солей в жидкости увеличивается, и в определенных условиях соли начинают выпадать в осадок. Осажденные соли, как правило, удаляют путем выведения жидкости из устройства очистки, удаления твердой фазы и возвращения жидкости в устройство очистки. Твердую фазу удаляют, например, путем фильтрования, осаждения или центрифугирования.

Когда весь поток обогащенного ингибитора подвергают процессу очистки, а воду и отбираемый из верха колонны ингибитор подвергают регенерации, такой процесс извлечения часто называют полной очисткой, при этом обедненный ингибитор, по существу, не содержит солей и других нелетучих соединений. Однако на ранних стадиях разработки месторождения углеводородов обогащенный ингибитор, как правило, содержит очень мало солей, и увеличения содержания солей можно не допускать путем удаления любой жидкой водной фазы из потока углеводородов до добавления ингибитора. Следовательно, в некоторых ситуациях можно извлекать ингибитор, не прибегая к процессу очистки или проводя этот процесс только для части потока ингибитора до или после регенератора. При такой частичной очистке можно снизить стоимость извлечения ингибитора, например, путем снижения энергопотребления или путем уменьшения количества технологических химических реагентов (например, ингибиторов коррозии и образования отложений, стабилизаторов рН и т.д.), которые необходимо добавлять в извлеченный обедненный ингибитор образования гидратов перед его повторным использованием.

Тем не менее, и регенерация с последующей очисткой, и регенерация с предшествующей очисткой имеют недостатки, и настоящее изобретение направлено на смягчение этих недостатков. Так, было обнаружено, что эффективное извлечение жидкого ингибитора образования гидратов с целью его рециркуляции может быть осуществлено способом извлечения, предусматривающим наличие двух последовательных стадий перегонки, на каждой из которых обедненный ингибитор отводят как кубовый продукт. Обедненный кубовый продукт первой стадии перегонки представляет собой «соленый» ингибитор, тогда как продукт второй перегонки не содержит нелетучих примесей. Этот «чистый» обедненный ингибитор может быть повторно использован как таковой. «Соленый» обедненный ингибитор может нуждаться в некотором разбавлении чистым обедненным ингибитором или может быть подвергнут последующему процессу очистки.

По сравнению со стандартной регенерацией с последующей очисткой способ настоящего изобретения позволяет значительно уменьшить размер и энергопотребление устройства очистки ниже по потоку, например, на примерно 25%. По сравнению со стандартной регенерацией с очисткой выше по потоку чистый обедненный ингибитор образования гидратов может быть получен без необходимости подачи в регенератор чистого обогащенного ингибитора образования гидратов. Таким образом, надлежащий, пригодный для повторного использования продукт может быть получен с большей экономической эффективностью и большей технологической гибкостью.

Таким образом, с одной стороны, настоящее изобретение относится к способу получения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, в котором жидкий ингибитор образования гидратов характеризуется температурой кипения, превышающей температуру кипения коды, где способ включает:

(а) подачу указанной композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов в первый перегонный резервуар;

(b) отведение пара, содержащего воду и ингибитор, из указанного первого перегонного резервуара и подачу его во второй перегонный резервуар;

(d) отведение композиции обедненного ингибитора образования гидратов из указанного второго перегонного резервуара в жидком виде;

(e) отведение композиции обедненного ингибитора образования гидратов из указанного первого перегонного резервуара в жидком виде;

(f) отведение жидкости из указанного первого перегонного резервуара и удаление из нее твердой фазы;

где отведение на стадиях (е) и (f) может представлять собой единый поток жидкости, и

где, по меньшей мере, часть композиции обедненного ингибитора образования гидратов, отведенного из указанного первого перегонного резервуара, не рециркулируют в указанный первый перегонный резервуар.

Часть композиции обедненного ингибитора образования гидратов, которую не рециркулируют в первый перегонный резервуар, может представлять собой весь поток, отводимый из первого перегонного резервуара, если стадии (е) и (f) образуют один поток жидкости, или весь поток, отводимый на стадии (е), если на стадиях (е) и (f) предусматривается отведение двух отдельных потоков. Таким образом, пригодная для повторного использования композиция «соленого» обедненного ингибитора образования гидратов может быть получена в первом перегонном резервуаре дополнительно к пригодной для повторного использования композиции «несоленого» обедненного ингибитора образования гидратов из второго перегонного резервуара.

Под «перегонным резервуаром» в настоящем документе подразумевается резервуар, из которого отводят жидкофазный поток и газофазный поток. Хотя газовая фаза может быть дефлегмирована, этого не требуется, и в первом перегонном резервуаре, обычно, не осуществляется.

В способе настоящего изобретения тепло, которого достаточно для кипения жидкости в первом перегонном резервуаре обычно подводят внутри этого резервуара и/или подводят к жидкости в контуре рециркуляции вне резервуара. Нагревание может быть осуществлено при помощи нагревателя, например ребойлера, например, в форме нагревательной спирали с электрическим нагревом или нагревом текучей средой; в качестве альтернативы и предпочтительно большую часть, если не все тепло, подводят посредством теплообмена, например при помощи теплообменника, расположенного вне резервуара, в котором циркулирует более горячая текучая среда других стадий данного процесса или иного процесса. В частности, является предпочтительным использовать жидкость, отводимую из первого перегонного резервуара на стадиях (е) и/или (f) или в отдельном контуре отвода и возврата, для нагревания исходного потока композиции обогащенного ингибитора образования гидратов. Исходный поток обогащенного ингибитора образования гидратов также может быть введен в возвратный поток, направляемый в перегонный резервуар выше по технологическому потоку, или, более предпочтительно, ниже по технологическому потоку относительно устройства удаления твердой фазы на стадии (f) и/или выше или ниже по технологическому потоку относительно наружного теплообменника, если таковой имеется.

Таким образом, целесообразно, чтобы первый перегонный резервуар представлял собой ребойлер.

В способе настоящего изобретения композиция обедненного жидкого ингибитора, отводимая на стадии (е), предпочтительно, представляет собой жидкость, отводимую по технологическому потоку после удаления твердой фазы на стадии (f). Если ее отводят до удаления твердой фазы на стадии (f) или если ее отводят как отдельный поток жидкости, может оказаться необходимым осуществление дополнительной стадии удаления твердой фазы из этой композиции соленого обедненного жидкого ингибитора образования гидратов.

В способе настоящего изобретения является предпочтительным, чтобы, по меньшей мере, часть жидкости, отводимой на стадии (f), была возвращена в первый перегонный резервуар после стадии удаления твердой фазы.

Состав композиции обедненного ингибитора образования гидратов, отводимой из первого перегонного резервуара с целью повторного использования, является функцией давления и температуры в резервуаре. Это давление, как правило, составляет от 0,7 до 2,0 бар абс., в частности от 1,0 до 1,5 бар абс. Температура, как правило, соответствует диапазону между значениями температуры кипения воды и ингибитора. Давление, вообще, поддерживают насколько возможно низким, обычно, примерно 1,1-1,4 бар абс. Для МЭГ, если давление равно 1,25 бар абс., и продукт - обедненный МЭГ - должен содержать 90% вес. МЭГ, температура в перегонном резервуаре в большинстве случаев составляет около 147°С. В этих условиях пар, выходящий из первого перегонного резервуара, содержит около 29% вес. МЭГ, который конденсируется во втором перегонном резервуаре с образованием не содержащего солей обедненного МЭГ, являющегося кубовым продуктом второго перегонного резервуара.

Относительное количество каждого типа получаемых композиций обедненного жидкого ингибитора образования гидратов является функцией концентрации ингибитора в обогащенном исходном потоке. Когда концентрация ингибитора в исходном сырье уменьшается, из второго перегонного резервуара может быть отобрано больше обедненного ингибитора, представляющего собой не содержащий солей обедненный ингибитор. Так, например, если обогащенный исходный поток содержит около 60% вес. МЭГ, то около 25% обедненного МЭГ может не содержать солей.

Второй перегонный резервуар может представлять собой стандартную перегонную колонну с ребойлером. Аналогично, может быть использована любая подходящая форма ребойлера, например, внутренняя нагревательная спираль или наружный теплообменник с контуром рециркуляции. Если являющийся продуктом верха колонны водяной пар конденсируют, процесс перегонки можно регулировать посредством дефлегмирования воды из устройства конденсации и изменения теплоподвода в ребойлере так, чтобы из верха колонны отводить воду, а из куба - обедненный ингибитор. Неконденсирующиеся соединения могут быть выпущены, например, в систему обработки летучих органических соединений или факельную систему. Вода, не использованная для дефлегмирования, может быть направлена на обработку и сброс или для использования где-либо еще в данном процессе.

Второй перегонный резервуар может функционировать без ребойлера, однако это оставляет очень узкий диапазон управления режимом и не является предпочтительным. Наличие небольшого ребойлера значительно облегчает управление и расширяет диапазон изменения параметров колонны.

Устройство, используемое для осуществления способа настоящего изобретения, имеет некоторое сходство со стандартным устройством полной очистки. Однако нет необходимости, чтобы первый перегонный резервуар работал под вакуумом, а поток обедненного ингибитора отводят из него как кубовый продукт и направляют на повторное использование. Как было указано, в способе настоящего изобретения получают два продукта, представляющих собой обедненный ингибитор, один из них не содержит солей, а другой содержит. Такое разделение на два продукта-ингибитора имеет несколько важных преимуществ. В частности, не содержащий солей и соленый продукты - обедненные ингибиторы могут быть смешаны либо полностью, либо в различных соотношениях с целью получения различных обедненных ингибиторов. Это является большим преимуществом, если обедненный ингибитор предназначается для введения в разные скважины или трубопроводы, в которых требуются различные концентрации стабилизатора рН. Не содержащий солей обедненный ингибитор также может быть использован где-либо еще на данной технологической установке, где нужен не содержащий солей обедненный ингибитор образования гидратов. Таким образом, необходимость в наличии разного оборудования для ингибитора образования гидратов может быть уменьшена или ликвидирована, а транспортное обеспечение при оперировании с ингибитором образования гидратов упрощено.

Длинные трубопроводы обычно изготовлены из углеродистой стали и при контакте с водой подвержены коррозии. Скорость коррозии и тип коррозии зависят от температуры и состава водной фазы, то есть рН, концентрации солей, концентрации диоксида углерода и сероводорода и т.д. Есть два распространенных способа предотвращения коррозии, которые заключаются в добавлении в ингибитор перед его введением ингибитора коррозии или в увеличении рН путем добавления каустической соли, стабилизатора рН.

Еще одним преимуществом настоящего изобретения является то, что, как указано выше, любое расположенное ниже по технологическому потоку устройство очистки может быть существенно меньше и, следовательно, потреблять меньше энергии, чем в стандартной установке.

Увеличивая температуру в первом перегонном резервуаре, можно увеличить концентрацию ингибитора в кубовом продукте этого резервуара. Кроме того, больше ингибитора будет поступать с водяным паром во второй перегонный резервуар, следовательно, большую долю всего продукта - обедненного ингибитора - будет составлять чистый обедненный ингибитор. Так, например, в устройстве, перерабатывающем обогащенный 60% вес. МЭГ под давлением 1,25 бар абс., если температура составляет 147°С, доля получаемого не содержащего солей обедненного МЭГ будет примерно 24%. Если увеличить температуру до 155°С, эта доля возрастет до примерно 41%.

Поскольку большая часть получаемого обедненного ингибитора представляет собой не содержащий солей обедненный ингибитор, концентрация солей в соленом обедненном ингибиторе повышается. Таким образом, меньшее количество соленого обедненного ингибитора подлежит обработке, направленной на удаление того же количества солей. В результате концентрирования соли в первом перегонном резервуаре значительно уменьшается размер любого находящегося далее по потоку устройства очистки.

Если температуру в первом перегонном резервуаре еще увеличить, например, до примерно 170°С для случая подачи обогащенного 60% вес. МЭГ под давлением 1,25 бар абс., то, по существу, весь ингибитор будет испаряться, и первый перегонный резервуар будет работать как устройство очистки. Осажденная твердая фаза затем может быть удалена обычным образом. При таком режиме количество обедненного ингибитора, отводимое в качестве кубового продукта первого перегонного резервуара для повторного использования, мало или совсем отсутствует. Если нужно, устройство может попеременно работать в этом режиме и в режиме очистки.

Устройство, используемое для извлечения ингибитора в соответствии с настоящим изобретением, может включать одиночный первый перегонный резервуар по технологическому потоку до одиночного второго перегонного резервуара. Однако возможно наличие одного или нескольких, предпочтительно нескольких, первых перегонных резервуаров, предшествующих одному или нескольким, предпочтительно одному, второму перегонному резервуару. Является особенно предпочтительным наличие нескольких перегонных резервуаров, пар из которых подают в одиночный второй перегонный резервуар. В этом случае, некоторые из первых перегонных резервуаров могут быть регенераторами, а некоторые - устройствами очистки. Очень разумным и гибким является вариант наличия 3 первых перегонных резервуаров (например, с 50% пропускной способностью каждый) и одного второго перегонного резервуара со 100% пропускной способностью, например, 3 ребойлеров и одной перегонной колонны, так как большинство нарушений технологического режима, которые могут произойти, вероятнее всего будут иметь место в ребойлерах. При такой конфигурации нет нужды в резервных циркуляционных насосах и теплообменниках для каждого ребойлера, так как есть один резервный ребойлер.

Общепринятый грубо-эмпирический подход к регенерации МЭГ состоит в том, что МЭГ нельзя нагревать выше 165°С, чтобы исключить его разложение на различные органические кислоты и другие соединения. Поскольку реакция разложения с образованием кислот представляет собой окисление, разложения можно избежать путем удаления кислорода из исходного сырья и устройства. Однако одной из главных проблем современных устройств очистки является то, что они работают при разряжении, и, как правило, имеет место небольшое просачивание воздуха в устройство очистки. При использовании способа настоящего изобретения необходимости работы под вакуумом можно избежать.

Усовершенствования, реализуемые благодаря способу настоящего изобретения по сравнению с традиционными способами, включают следующие:

(i) поскольку в перегонной колонне нет соленого обогащенного ингибитора, осаждение соли и образование отложений в перегонной колонне и на насадке предотвращается,

(ii) первый перегонный резервуар может представлять собой просто ребойлер, сконструированный, как и устройство очистки, с учетом возможного наличия твердой фазы,

(iii) флегму перегонной колонны, обычно, возвращают в ребойлер, однако в способе настоящего изобретения возможно получать не содержащий солей обедненный ингибитор без устройства обессоливания,

(iv) при наличии небольшого ребойлера в перегонной колонне второго перегонного резервуара, флегмовое число можно увеличить, чтобы уменьшить концентрацию ингибитора в воде, отводимой с верха колонны, также возможно получение диапазона регулирования, близкого к 100%, без слива ингибитора и применения 100% дефлегмирования. Перегонная колонна может функционировать без подачи сырья из ребойлера,

(v) способом настоящего изобретения получают два продукта, представляющих собой обедненный ингибитор, один из них не содержит солей, другой является соленым. Это может представлять преимущество, если не содержащий солей ингибитор подлежит использованию для других целей. Кроме того, доля не содержащего солей обедненного ингибитора может быть, если нужно, увеличена или уменьшена,

(vi) по сравнению с традиционными способами поток соленого обедненного ингибитора содержит больше солей, но сам по себе он меньше. Это означает, что любое устройство последующего обессоливания также должно быть меньше,

(vii) путем увеличения температуры в первом перегонном резервуаре можно получить больше обедненного ингибитора, представляющего собой не содержащий солей обедненный ингибитор из второго перегонного резервуара. Соленый обедненный ингибитор из первого перегонного резервуара тогда будет иметь более высокую концентрацию ингибитора, но и более высокую концентрацию солей. Если соленый обедненный ингибитор из первого перегонного резервуара затем подвергают очистке, расположенное далее по технологическому потоку устройство очистки может быть намного меньше, чем обычно,

(viii) путем увеличения температуры в первом перегонном резервуаре его можно превратить из работающего в качестве регенератора в работающее в качестве устройства очистки. При периодическом проведении режима очистки соль может удаляться, и потребности в следующем по технологическому потоку устройстве очистки можно избежать, и

(ix) при функционировании перегонных резервуаров почти при атмосферном давлении, предпочтительно, немного выше атмосферного давления, эти устройства могут быть значительно меньше и легче (по сравнению с обычными установками полной очистки), и просачивания воздуха и загрязнения кислородом можно избежать. Кроме того, выпускаемый газ не будет содержать кислород и может быть выпущен в факельную систему.

(x) при наличии выше по технологическому потоку устройства частичного обессоливания, тем не менее, возможно получение не содержащего солей обедненного ингибитора образования гидратов. В обычной установке регенерации это потребовало бы использования в качестве сырья не содержащего солей обогащенного ингибитора.

Как обычно при извлечении ингибитора образования гидратов, поток, поступающий в устройство извлечения, сначала может быть обработан на стадиях разделения нефть/вода и вода/газ.

С другой стороны, настоящим изобретением обеспечивается устройство для извлечения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, включающее первый перегонный резервуар и второй перегонный резервуар, соединенные последовательно, причем первый перегонный резервуар и второй перегонный резервуар соединены каналом, позволяющим перемещать пар из указанного первого перегонного резервуара в указанный второй перегонный резервуар, причем второй перегонный резервуар снабжен отверстием для выведения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов в жидкой форме и отверстием для выведения водяного пара, причем первый перегонный резервуар снабжен отверстием для выведения без возвращения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов и устройством удаления твердой фазы для выведения твердой фазы из содержащейся в нем жидкости.

В устройстве настоящего изобретения первый перегонный резервуар, предпочтительно, снабжен контуром отвода и возврата, включающим указанное устройство удаления твердой фазы, из которого может быть выведена указанная композиция обедненного жидкого ингибитора образования гидратов, предпочтительно, далее по потоку относительно указанного устройства удаления твердой фазы.

Способ и устройство настоящего изобретения далее дополнительно описаны со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг.1 представляет собой принципиальную схему устройства настоящего изобретения.

Как показано на фиг.1, первый перегонный резервуар 1 представляет собой ребойлер с наружным теплообменником 3 и контуром рециркуляции жидкости, образуемым каналами 10-14. Первый перегонный резервуар 1 соединен со вторым перегонным резервуаром 4 каналом 15 для пара. Второй перегонный резервуар 4 имеет форму перегонной колонны с ребойлером 5. Из основания второго перегонного резервуара 4 не содержащий солей обедненный ингибитор может быть выведен по каналу 16. Из верха второго перегонного резервуара 4 водяной пар отводят по каналу 17 и подают в конденсатор 6, а оттуда по каналу 18 в сборник флегмы 7. Конденсатор 6 также может быть встроен в верхнюю часть перегонной колонны 4. Неконденсирующиеся соединения выпускают из сборника 7 по каналу 21, воду выводят из сборника 7 и возвращают для охлаждения второго перегонного резервуара 4 по линии возврата флегмы 19 или направляют на дальнейшую обработку по каналу 20.

Жидкость из основания первого перегонного резервуара 1 выводят по каналу 10 и рециркулируют посредством циркуляционного насоса по каналам 11 и 12 в теплообменник 3. Этот теплообменник обеспечивает жидкость, снова поступающую в резервуар 1, достаточным для кипения в нем количеством тепла. Нагретый соленый ингибитор снова поступает в первый перегонный резервуар 1 по каналам 13 и 14. Канал 22 ведет к устройству 8 удаления твердой фазы, композиция соленого обедненного ингибитора образования гидратов может быть выведена из устройства 8 удаления твердой фазы по каналу 23. Если нужно, этот соленый обедненный продукт может быть подвергнут очистке. Канал 9а обеспечивает непосредственную подачу в первый перегонный резервуар, тогда как канал 9b позволяет направлять обогащенное сырье в контур рециркуляции. Канал 9b, предпочтительно, расположен ниже по потоку относительно теплообменника 3, чтобы уменьшить возможное осаждение солей в теплообменнике. Если выпадения солей или образования отложений не ожидается, предпочтительная точка ввода обогащенного сырья будет выше по потоку относительно теплообменника 3. Если первый перегонный резервуар 1 функционирует в режиме полной очистки, всю жидкость из устройства 8 удаления твердой фазы возвращают в резервуар 1 по каналу 24.

1. Способ получения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, в котором жидкий ингибитор образования гидратов характеризуется температурой кипения, превышающей температуру кипения воды, включающий:
(a) подачу указанной композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов в первый перегонный резервуар;
(b) отведение пара, содержащего воду и ингибитор, из указанного первого перегонного резервуара и подачу его во второй перегонный резервуар;
(с) отведение водяного пара из указанного второго перегонного резервуара;
(d) отведение композиции обедненного ингибитора образования гидратов, свободной от нелетучих загрязнений, из указанного второго перегонного резервуара в жидком виде;
(e) отведение композиции обедненного ингибитора образования гидратов с содержанием солей из указанного первого перегонного резервуара в жидком виде;
(f) отведение из указанного первого перегонного резервуара в жидком виде композиции обедненного ингибитора образования гидратов с содержанием солей и удаление из нее твердой фазы;
где отведение на стадиях (е) и (f) может представлять собой единый поток жидкости и
где, по меньшей мере, часть композиции обедненного ингибитора образования гидратов с содержанием солей, отведенного из указанного первого перегонного резервуара, не рециркулируют в указанный первый перегонный резервуар.

2. Способ по п.1, в котором указанный жидкий ингибитор образования гидратов представляет собой моноэтиленгликоль.

3. Способ по п.1, в котором пар из множества указанных первых перегонных резервуаров подают в одиночный второй указанный перегонный резервуар.

4. Способ по п.1, в котором температурой в первых перегонных резервуарах можно управлять в некотором диапазоне с целью изменения состава сырья, подаваемого во второй перегонный резервуар.

5. Устройство для извлечения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, включающее первый перегонный резервуар и второй перегонный резервуар, соединенные последовательно, причем первый перегонный резервуар и второй перегонный резервуар соединены каналом, позволяющим перемещать пар из указанного первого перегонного резервуара в указанный второй перегонный резервуар, причем второй перегонный резервуар снабжен отверстием для выведения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов в жидком виде и отверстием для выведения водяного пара, причем первый перегонный резервуар снабжен отверстием для выведения без возвращения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов и устройством удаления твердой фазы для выведения твердой фазы из содержащейся в нем жидкости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн, расположенных в наклонно-направленной (с отклонением от вертикали более 45°) и горизонтальной части ствола.

Способ гидравлического разрыва пласта // 2507389

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Способ обработки подземных резервуаров // 2507387

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью.

Тампонажный раствор низкой плотности // 2507380

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения.

Застывающие композиции, содержащие природный пуццолан, и связанные с этим способы // 2507379

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать.

Способ изоляции зон водопритока в скважине // 2507377

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах.

Способ строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений (варианты) // 2507371

Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин.

Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ // 2507232

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине.

Композиция из окисленных и малеинированных производных // 2506994

Изобретение относится к композициям для использования в качестве флотационного собирателя для очистки руды, добавки для бетона, в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащим соединение окисленной и малеинированной жирной кислоты или смоляной кислоты, где композиция содержит соединения жирной кислоты, соединения смоляной кислоты или смесь таких соединений, имеющих сшивки между углеводородными цепями в виде простой эфирной связи и имеющих один или несколько фрагментов производных карбоновых кислот.

Нефтепромысловый биоцид из перуксусной кислоты и способ его применения // 2506300

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

Пенообразующая водная композиция // 2509096

Изобретение относится к пенообразующим водным композициям, применяемым для кондиционирования грунта при проходке тоннелей с использованием тоннелепроходческих машин. Пенообразующая водная композиция, включающая пенообразователь, содержащий, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество, содержит триэтаноламиновое мыло олеиновой кислоты и натрий фосфорнокислый 2-замещенный при следующем соотношении компонентов, маc.%: пенообразователь 9,0-31,0, триэтаноламиновое мыло олеиновой кислоты 0,2-6,0, натрий фосфорнокислый 2-замещенный 0,2-2,0, вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение удобства использования пенообразующей водной композиции за счет обеспечения ее стабильности при хранении. 3 з.п. ф-лы, 12 пр.

Способ активации порошка алюминия // 2509790

Изобретение относится к области порошковой металлургии, в частности к способам активации горения дисперсных порошков алюминия, которые могут быть использованы в различных областях промышленности. Способ активации порошка алюминия включает пропитку исходного порошка активатором на основе оксидного соединения ванадия. В качестве активатора используют гель, содержащий 4,0-8,2 г/л ванадия и полученный путем плавления оксида ванадия (V), или оксида ванадия (V) и карбоната лития, или натрия, или оксида ванадия (V) и борной кислоты, или их смеси с последующим добавлением расплава к дистиллированной воде, при интенсивном перемешивании и выдержке. Гелем пропитывают исходный порошок алюминия при соотношении гель (мл):порошок алюминия (г)=1÷2:1, а затем полученную массу фильтруют на вакуумном фильтре и просушивают при температуре 50-60°C в течение 0,5-1 ч. Обеспечивается высокая степень полноты сгорания за счет достижения смешения компонентов на молекулярном уровне. 6 ил., 5 пр.

Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов // 2511444

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема 0,05-5000 мкм, и содержание сшивающих агентов 100-200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых сложных эфиров или силиловых простых эфиров. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов с использованием указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция позволяет блокировать устья пор пористых сред и улучшить охват месторождения для более полной нефтеотдачи. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 пр.

Высокопроникающий тампонажный раствор // 2513220

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной. Технический результат - расширение номенклатуры высокотехнологичных тампонажных растворов с повышенной проникающей способностью и ультранизкой водоотдачей, предназначенных для ремонтно-изоляционных работ. Тампонажный раствор содержит, мас.ч. на 100 мас.ч. микроцемента ЦС БТРУО «Микро»: понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» 0,25-0,75, замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» 0,50-3,00, микрокремнезем МК-85 0,00-10,00, пеногаситель 0,10-0,30, вода пресная 70,0-80,0. 2 табл., 1 пр.

Способ изготовления керамического проппанта // 2513434

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. В способе изготовления керамического проппанта, включающем подготовку исходной шихты, помол, формирование гранул - грануляцию, их сушку, обжиг и обработку поверхности гранул реагентом, в шихту при помоле дополнительно вводят спекающую добавку - водонерастворимое вещество и при грануляции - растворенную в жидкости для грануляции порообразующую добавку - водорастворимую соль минеральной кислоты, спекающая и порообразующая добавки находятся в следующем соотношении, в % сверх массы шихты: порообразующая добавка 0,1-1,5, спекающая добавка 0,1-2,0, а указанную обработку осуществляют путем капиллярной пропитки пористой оболочки гранул раствором реагента. Технический результат - упрощение технологии изготовления проппанта с нанесенным на его поверхность реагентом при сохранении прочности. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил., 1 пр.

Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину // 2513568

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и по меньшей мере часть твердых частиц обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации твердых частиц внутри по меньшей мере жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Технический результат - обеспечение успешного гидроразрыва. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Способ изготовления легковесного высококремнеземистого магнийсодержащего проппанта для добычи сланцевых углеводородов // 2513792

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП), преимущественно для добычи трудноизвлекаемых сланцевых углеводородов. Способ включает помол предварительно подготовленной исходной шихты на основе природного кварцполевошпатного песка и серпентинита, ее гранулирование и обжиг, во время помола в шихту дополнительно вводят легкоплавкую красножгущуюся глину при следующем соотношении компонентов, мас.%: кварцполевошпатный песок 70-90, серпентинит 5-15, красножгущаяся глина 5-15, причем глину предварительно высушивают при температуре 200-400°С, а обжиг гранул осуществляют при температуре 1100-1200°С. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение прочности проппанта. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении // 2514866

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.

Способы, системы и композиции для контролируемого сшивания водных растворов для обработки скважин // 2515109

Изобретение относится к гелеобразующим жидкостям на водной основе для обработки подземных формаций. Композиция для уменьшения времени сшивания водных растворов сшиваемого органического полимера, включающая: указанный полимер, смешанный с водной базовой жидкостью, боратный сшивающий агент, имеющий растворимость в воде при 22°С (71.6°F) в диапазоне от 0,01 кг/м3 до 10 кг/м3, и композицию модификатора сшивания в количестве, уменьшающем время сшивания, которая увеличивает скорость, с которой сшивающий агент обеспечивает гелеобразование сшиваемого органического полимера, где композиция модификатора содержит 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания. Способ обработки подземной формации включает получение жидкости для обработки, включающее смешивание водной базовой жидкости и сшиваемого загущающего органического полимера, растворимого в водной базовой жидкости, гидратирование жидкости для обработки, получение сшивающей композиции на основе бората, содержащей боратный сшивающий агент, имеющий указанную выше растворимость; получение раствора модификатора сшивания, содержащего 90-98% об. первого и 2-10% об. второго модификаторов сшивания; смешивание сшивающей композиции и раствора модификатора сшивания; добавление этой смешанной композиции к гидратированной жидкости и доставку жидкости для обработки в подземную формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля сшивания при меняющихся рН и в широком интервале температур в формации. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 10 пр., 13 табл.

Способ изготовления магнезиальнокварцевого проппанта // 2515280

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Способ изготовления магнезиальнокварцевого проппанта включает подготовку шихты, ее мокрый помол, грануляцию и обжиг гранул. Мокрый помол материала осуществляют в шаровой мельнице, загруженной смесью металлических мелющих тел и мелющих тел, изготовленных из шихты, используемой для производства указанного магнезиальнокварцевого проппанта, при следующем соотношении компонентов загрузки, мас.%: металлические мелющие тела 37-55, измельчаемый материал 26-30, магнезиальнокварцевые мелющие тела 37-15, при этом коэффициент заполнения мельницы составляет 0,48-0,55. Технический результат изобретения - снижение разрушаемости гранул проппанта за счёт улучшения качества помола шихты. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.