Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты)



Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты)
Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты)
Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты)
Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты)
Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты)

Владельцы патента RU 2671565:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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.

 

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к обработке высокоустойчивых водонефтяных эмульсий, образующихся в промежуточных слоях технологических аппаратов объектов подготовки нефти и стабилизированных сульфидом железа, а также к обработке ловушечной или амбарной нефти.

Увеличение обводненности продукции добывающих скважин, применение в больших объемах химических реагентов для интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов, ремонтных работ на скважинах, а также совместный сбор и подготовка продукции скважин различных горизонтов приводят к периодическому накоплению в промежуточных слоях технологических аппаратов объектов подготовки нефти высокоустойчивых водонефтяных эмульсий, так называемых «промежуточных слоев». Накопленные на границе раздела фаз промежуточные слои дестабилизируют нормальные режимы работы установок подготовки нефти (УПН) и приводят к срыву технологического процесса обезвоживания и обессоливания нефти вплоть до получения некондиционной нефти.

Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти (патент RU №2325428, МПК C10G 33/04, C08G 65/28, B01F 17/02, опубл. в бюл. №15 от 10.12.2007), включающий обработку промежуточного слоя кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту, поверхностно-активное вещество и растворитель, нагрев и отстой.

Недостатками этого способа являются малая эффективность для разрушения промежуточного эмульсионного слоя с концентрацией сульфида железа более 1000 мг/дм3, а также необходимость дополнительной операции - приготовления композиционного кислотного реагента, отсутствие ступени нейтрализации отделившейся воды.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя (патент RU №2044759, МПК C10G 33/04, опубл. в бюл. №27 от 27.09.1995), включающий нагрев, введение в промежуточный слой ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием. Дополнительно в промежуточный слой вводят нитрилотриметилфосфоновую кислоту и деэмульгатор неионогенного типа. Концентрация ингибированной соляной кислоты - 22-24%. Нагрев осуществляют до температуры не ниже 40°С. Отстаивание производят в течение 1-4 ч.

Недостатками этого способа являются малая эффективность для разрушения промежуточного эмульсионного слоя с концентрацией сульфида железа более 1000 мг/дм3, отсутствие технического решения по нейтрализации дренажной воды, образующейся после обработки промежуточного эмульсионного слоя ингибированной соляной кислотой, а также применение дорогостоящего реагента - нитрилотриметилфосфоновой кислоты.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа с концентрацией более 3000 мг/дм3, за счет увеличения объема извлеченной кондиционной нефти из промежуточного слоя, снижения объема промежуточного слоя по сравнению с его исходным количеством, а также нейтрализация дренажной воды, образующейся после обработки промежуточного слоя ингибированной соляной кислотой, и снижение затрат на утилизацию промежуточного слоя.

Технические задачи решаются способом обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты, включающим нагрев, введение в промежуточный слой ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием.

По первому варианту новым является то, 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.

Новым также является то, что в качестве щелочного реагента используют 10-20%-ный водный раствор карбоната натрия, или гидроксида натрия, или гидроксида калия в количестве от 20 до 120% от объема отделившейся воды.

По второму варианту новым является то, что осуществляют нагрев промежуточного слоя до 60-80°С с циркуляцией, до введения в промежуточный слой ингибированной соляной кислоты осуществляют подачу реагента в количестве от 500 до 3000 мг/дм3 с последующей циркуляцией промежуточного слоя с реагентом в течение 1-2 ч, далее в промежуточный слой с реагентом вводят 10-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-35% к объему промежуточного слоя, осуществляют циркуляцию смеси промежуточного слоя с реагентом и ингибированной соляной кислотой в течение 1-2 ч, после чего отстаивают в течение 48-120 ч, далее направляют отделившуюся воду на нейтрализацию щелочным реагентом до значений рН 5,5-6,9.

Новым также является то, что в качестве реагента используют СНПХ-4802, или АФ9-12, или моющий препарат МЛ-81Б.

Новым также является то, что в качестве щелочного реагента используют 10-20%-ный водный раствор карбоната натрия, или гидроксида натрия, или гидроксида калия в количестве от 20 до 110% от объема отделившейся воды.

Ингибированная соляная кислота выпускается по ТУ 2122-066-5350122-2007 с изм. 1,2 или ТУ 2458-526-05763441-2010 с изм. 1, 2.

В качестве щелочного реагента используют, например, 10-20%-ный водный раствор карбоната натрия, или гидроксида натрия, или гидроксида калия. Применение в качестве щелочного реагента любого из указанных растворов приводит к одному техническому результату.

Карбонат натрия (сода кальцинированная техническая) (Na2СО3) выпускается по ГОСТ 5100-85 «Сода кальцинированная техническая. Технические условия» с изм. 1.

Гидроксид натрия (NaOH) выпускается по ГОСТ 4328-77 «Реактивы. Натрия гидроокись. Технические условия».

Гидроксид калия (КОН) выпускается по ГОСТ 24363-80 «Реактивы. Калия гидроокись. Технические условия».

В качестве реагента используют один из нижеперечисленных:

- СНПХ-4802 - представляет собой смесь неиногенных и анионных поверхностно-активных веществ в водно-спиртовых растворах, предназначенную для переработки нефтешламов, стойких ловушечных водонефтяных эмульсий (ТУ 2458-333-05765670-2007 с изм. 1, 2, 3);

- АФ9-12 - водорастворимое поверхностно-активное вещество - оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримера пропилена со степенью оксиэтилирования 12 (ТУ 2483-077-05766801-98);

- моющий препарат МЛ-81Б - водный раствор смеси анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ (ТУ 2481-007-48482528-99 с изм. 1).

Применение в качестве реагента любого из указанных приводит к одному техническому результату.

Сущность способа заключается в следующем.

Нагрев промежуточного слоя осуществляют до 60-80°С с циркуляцией, обработка промежуточного слоя 10-25%-ной ингибированной соляной кислотой в количестве 10-50% эффективно разделяет промежуточный слой, растворяет сульфид железа, то есть в результате взаимодействия сульфида железа и ингибированной соляной кислоты образуются сероводород и хлорид железа, которые затем переходят в воду и тем самым уменьшают концентрацию сульфида железа в нефтяной фазе промежуточного слоя.

После обработки ингибированной соляной кислотой отделившаяся дренажная вода из промежуточного слоя имеет низкие значения рН и является кислой. Щелочной реагент взаимодействует с кислой дренажной водой с образованием соли и дренажной воды со значением рН 5,5-6,9, тем самым нейтрализуя кислую воду.

Необходимо также отметить, что предварительная обработка промежуточного слоя реагентом снижает количество ингибированной соляной кислоты, вводимой в эмульсию промежуточного слоя и щелочного реагента, подаваемого в кислую дренажную воду. Реагент увеличивает смачиваемость частиц сульфида железа и облегчает перевод их в отделяющуюся водную фазу, тем самым снижая концентрацию сульфида железа в промежуточном слое и ослабляя бронирующие оболочки на глобулах воды. Соответственно для последующей обработки промежуточного слоя с реагентом необходимо меньшее количество ингибированной соляной кислоты, вследствие этого образуется меньший объем кислой воды, поэтому необходим меньший объем щелочного реагента.

Количество ингибированной соляной кислоты, щелочного реагента, дозировку реагента, параметры процесса обработки промежуточного слоя определяли на основании результатов лабораторных исследований.

На чертеже представлена схема узла обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты.

Установка включает: трубопровод подвода сырья из накопительной емкости 1, теплоизолированный технологический отстойник 2, насос циркуляции жидкости 3, печь нагрева жидкости 4, теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5, блок подачи реагента 6, автотранспорт с соляной кислотой 7, трубопровод отвода газа 8, трубопровод откачки обработанной нефти 9, трубопровод откачки остаточного промежуточного слоя 10, трубопровод откачки дренажной воды на нейтрализацию 11, емкость для остаточного промежуточного слоя 12, насос для откачки с емкости остаточного промежуточного слоя 13, емкость нейтрализации дренажной воды 14, подземную емкость для щелочного реагента 15, трубопровод подачи щелочного реагента 16, насос циркуляции воды 17, трубопровод циркуляции воды 18, трубопровод откачки дренажной воды после нейтрализации на очистные сооружения 19.

Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты осуществляют следующим образом.

По первому варианту.

Промежуточный слой I из накопительной емкости УПН с концентрацией сульфида железа более 3000 мг/дм3 направляют по трубопроводу подвода сырья из накопительной емкости 1 в теплоизолированный технологический отстойник 2. Перед выводом промежуточного слоя из накопительной емкости свободную дренажную воду сбрасывают. Организовывают циркуляцию промежуточного слоя по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2 и далее нагрев в печи нагрева жидкости 4 до температуры 60-80°С.

После достижения заданной температуры промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 осуществляют подачу 10-25%-ной ингибированной соляной кислоты III из автотранспорта 7 в количестве 10-50% к объему промежуточного слоя на прием насоса циркуляции жидкости 3. Далее смесь промежуточного слоя и ингибированной соляной кислоты циркулируют в течение 1-2 ч по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 -печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2, при этом температура нагрева смеси промежуточного слоя и ингибированной соляной кислоты - 60-80°С. После чего горелки печи 4 тушат, насос циркуляции жидкости 3 останавливают и промежуточный слой I с ингибированной соляной кислотой отстаивают в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 48-120 ч.

Газ с сероводородом IV, образовавшийся при обработке промежуточного слоя I ингибированной соляной кислотой III в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направляют по трубопроводу отвода газа 8 в газовую систему УПН.

Для контроля эффективности обработки эмульсии промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты до и после обработки производят отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 для проведения анализов по следующим показателям:

- массовая доля воды в нефти, %, определенная в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка;

- массовая концентрация сульфида железа в нефти, мг/дм3, определенная по МВИ ТатНИПИнефть «Нефтяная фаза эмульсий. Определение массовой концентрации сульфида железа» с изм. 2016 г.;

- массовая доля механических примесей в нефти,%, определенная по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей»;

- концентрация ионов водорода (активность), выраженная показателем рН, определенная по МВИ ТатНИПИнефть «Промысловая сточная вода. Определение концентрации ионов водорода (рН)»;

- микроскопический анализ проб.

После отстаивания промежуточного слоя с ингибированной соляной кислотой последовательно отделившуюся дренажную воду V по трубопроводу откачки дренажной воды 11 направляют в сборную емкость нейтрализации 14, остаточный промежуточный слой с ингибированной соляной кислотой VI по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 10 откачивают в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 12, откуда с помощью насоса 13 откачивают в автоцистерны и вывозят на нефтешламовую установку.

Обработанную нефть VII с массовой долей воды до 0,5% направляют по трубопроводу откачки обработанной нефти 9 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.

Обработанную нефть с массовой долей воды от 0,5 до 1% направляют на прием сырьевого насоса УПН в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.

Дренажную воду V в сборной емкости 14 подвергают нейтрализации, для этого организовывают циркуляцию воды по технологической цепочке: емкость нейтрализации дренажной воды 14 - насос циркуляции воды 17 -трубопровод циркуляции воды 18 - емкость нейтрализации дренажной воды 14 с подачей на прием насоса циркуляции воды 17. Далее из подземной емкости 15 подают щелочной реагент в количестве от 20 до 120% к объему отделившейся воды по трубопроводу 16. Отстаивают в течение 0,5 ч. Доводят концентрацию ионов водорода в дренажной воде до показателя рН дренажной воды 5,5-6,9. Затем дренажная вода VIII направляется по трубопроводу 19 на очистные сооружения.

Отделившуюся дренажную воду после нейтрализации контролируют по следующим показателям:

- концентрация нефти в воде, мг/дм3, определенная по МВИ ТатНИ-ПИнефть «Промысловая сточная вода. Массовая концентрация нефти»;

- концентрация твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в воде, мг/дм3, определенная по МВИ ТатНИПИнефть «Промысловая сточная вода. Определение концентрации взвешенных твердых частиц».

По второму варианту.

Промежуточный слой I из накопительной емкости УПН с концентрацией сульфида железа более 3000 мг/дм3 направляют по трубопроводу подвода сырья из накопительной емкости 1 в теплоизолированный технологический отстойник 2. Перед выводом промежуточного слоя из накопительной емкости свободную дренажную воду сбрасывают.Организовывают циркуляцию промежуточного слоя по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 -теплоизолированный технологический отстойник 2 и далее нагрев в печи нагрева жидкости 4 до температуры 60-80°С.

После достижения заданной температуры промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 осуществляют подачу реагента II с помощью блока подачи реагента 6 при дозировке от 500 до 3000 мг/дм3.

Далее осуществляют циркуляцию смеси нагретого промежуточного слоя с реагентом через печь нагрева жидкости 4 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (не допускается нагревать промежуточный слой с реагентом до температуры выше 90°С) в течение 1-2 ч.

После чего осуществляют подачу 10-25%-ной ингибированной соляной кислоты III из автотранспорта 7 в количестве 10-35% к объему промежуточного слоя на прием насоса циркуляции жидкости 3. Далее циркулируют в течение 1-2 ч смесь промежуточного слоя, реагента и ингибированной соляной кислоты по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 -теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2, при этом температура нагрева смеси промежуточного слоя, реагента и ингибированной соляной кислоты 60-80°С. После чего горелки печи 4 тушат, насос циркуляции жидкости 3 останавливают и промежуточный слой I с реагентом и ингибированной соляной кислотой отстаивают в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 48-120 ч.

Газ с сероводородом IV, образовавшийся при обработке промежуточного слоя I реагентом и ингибированной соляной кислотой III в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направляют по трубопроводу отвода газа 8 в газовую систему УПН.

Для контроля эффективности обработки эмульсии промежуточного слоя с использованием реагента и ингибированной соляной кислоты до и после обработки производят отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 для проведения анализов по таким же показателям, как в способе по первому варианту.

После отстаивания промежуточного слоя с реагентом и ингибированной соляной кислотой последовательно отделившуюся дренажную воду V по трубопроводу откачки дренажной воды 11 направляют в сборную емкость нейтрализации 14, остаточный промежуточный слой с реагентом и ингибированной соляной кислотой VI по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 10 откачивают в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 12, откуда с помощью насоса 13 откачивают в автоцистерны и вывозят на нефтешламовую установку.

Обработанную нефть VII с массовой долей воды до 0,5% направляют по трубопроводу откачки обработанной нефти 9 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН, в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.

Обработанную нефть с массовой долей воды от 0,5 до 1% направляют на прием сырьевого насоса УПН, в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.

Дренажную воду V в сборной емкости 14 подвергают нейтрализации, для этого организовывают циркуляцию воды по технологической цепочке: емкость нейтрализации дренажной воды 14 - насос циркуляции воды 17 -трубопровод циркуляции воды 18 - емкость нейтрализации дренажной воды 14 с подачей на прием насоса циркуляции воды 17. Далее подают из подземной емкости 15 щелочной реагент в количестве от 20 до 110% к объему отделившейся воды по трубопроводу 16. Отстаивают в течение 0,5 ч. Доводят концентрацию ионов водорода в дренажной воде до показателя рН дренажной воды 5,5-6,9. Затем дренажная вода VIII направляется по трубопроводу 19 на очистные сооружения.

Отделившуюся дренажную воду после нейтрализации контролируют по таким же показателям, как в способе по первому варианту.

С целью подтверждения возможности использования предлагаемого способа обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты были проведены испытания.

Для промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа 3000-5000 мг/дм3 рекомендуется использовать:

- по первому варианту способа - 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-15% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 20-30%;

- по второму варианту способа - реагент в количестве от 500 до 3000 мг/дм3 от объема промежуточного слоя и 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-12% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 20-25%.

Для промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа 5000-10000 мг/дм3 рекомендуется использовать:

- по первому варианту способа - 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 20-25% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 30-45%;

- по второму варианту способа - реагент в количестве от 500 до 3000 мг/дм3 от объема промежуточного слоя и 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 15-20% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 25-30%.

Для промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа более 10000 мг/дм3 рекомендуется использовать:

- по первому варианту способа - 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 25-30% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 40-50%;

- по второму варианту способа - реагент в количестве от 500 до 3000 мг/дм3 от объема промежуточного слоя и 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 20-25% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 30-35%.

В табл. 1 представлены условия исследований по способу обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты.

В табл. 2 представлены результаты исследования способа обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты.

Приведенные в табл. 2 данные свидетельствуют о том, что применение предлагаемого способа по сравнению со способом по наиболее близкому аналогу приводит к извлечению большего объема обработанной нефти из промежуточного слоя. При этом обработанная нефть характеризуется более низкими значениями массовой доли воды и концентрацией сульфида железа.

Использование в предлагаемом способе ингибированной соляной кислоты с концентрацией менее 10% не приводит к эффективному разделению промежуточного слоя, и требуется большое количество ингибированной соляной кислоты, в результате чего образуется большой объем дренажной воды, которую затем необходимо нейтрализовать. Использование ингибированной соляной кислоты с концентрацией более 25% не ведет к значительному повышению эффективности способа, при более высокой концентрации снижается растворимость кислоты в воде, увеличивается испарение кислоты и ухудшается экологическая ситуация.

Использование в предлагаемом способе щелочного реагента с концентрацией менее 10% приводит к необходимости применения большого объема щелочного реагента. Использование щелочного реагента с концентрацией более 20% повышает коррозионную агрессивность раствора и повышаются требования по безопасности его применения.

Использование в предлагаемом способе реагента менее 500 мг/дм3 от объема промежуточного слоя не приводит к эффективному разделению промежуточного слоя. Использование реагента более 3000 мг/дм3 от объема промежуточного слоя не ведет к значительному повышению эффективности способа, а лишь удорожает его.

Пример 1 выполнения способа.

Промежуточный слой I объемом 100 м3 из накопительной емкости УПН с массовой долей воды 51% и концентрацией сульфида железа 3583 мг/дм3 направили по трубопроводу подвода сырья из накопительной емкости 1 в теплоизолированный технологический отстойник 2. Была организована циркуляция промежуточного слоя по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2 с одновременным нагревом в печи нагрева жидкости 4 до температуры 80°С.

После достижения заданной температуры промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 осуществили подачу 20%-ной ингибированной соляной кислоты III из автотранспорта 7 в количестве 15% к объему промежуточного слоя объемом 15 м3 на прием насоса циркуляции жидкости 3 с дальнейшей циркуляцией смеси по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2. При этом температура нагрева смеси составляла 80°С. Циркуляцию смеси нагретого промежуточного слоя с ингибированной соляной кислотой осуществляли в течение 1 ч, после чего горелки печи 4 потушили, насос циркуляции жидкости 3 остановили и промежуточный слой I с ингибированной соляной кислотой отстаивали в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 60 ч.

После чего газ с сероводородом IV, образовавшийся при обработке промежуточного слоя I реагентом и ингибированной соляной кислотой III в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направили по трубопроводу отвода газа 8 в газовую систему УПН.

После отстаивания в течение 60 ч произвели отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 и определили параметры обработанной нефти, остаточного промежуточного слоя и отделившейся дренажной воды.

Выход обработанной нефти (объем 32,8 м3) составил 32,8% от общего объема исходного промежуточного слоя. Обработанная нефть характеризуется массовой долей воды 0,01% и концентрацией сульфида железа - 86 мг/дм3. Выход остаточного промежуточного слоя (объем 30 м3) составил 30% от общего объема исходного промежуточного слоя. Остаточный промежуточный слой характеризуется массовой долей воды 43,8% и концентрацией сульфида железа 368 мг/дм3. Концентрация ионов водорода (активность), выраженная показателем рН отделившейся воды до нейтрализации, составила менее 1.

После отстаивания в течение 60 ч последовательно отделившуюся дренажную воду V объемом 37,2 м3 по трубопроводу откачки дренажной воды 11 направили в сборную емкость нейтрализации 14, остаточный промежуточный слой VI по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 10 откачали в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 12, откуда с помощью насоса 13 откачали в автоцистерны и вывезли на нефтешламовую установку.

Обработанную нефть VII с массовой долей воды 0,01% (объем 32,8 м3) направили по трубопроводу откачки обработанной нефти 9 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН в объеме (объем 1,64 м3) 5% к объему сырой нефти.

Дренажную воду V в сборной емкости 14 подвергали нейтрализации, для этого циркулировали воду по технологической цепочке: емкость нейтрализации дренажной воды 14 - насос циркуляции воды 17 - трубопровод циркуляции воды 18 - емкость нейтрализации дренажной воды 14 с подачей на прием насоса циркуляции воды 17. Далее подавали 20%-ный водный раствор NaOH гидроксида натрия (объем 14,88 м3) в количестве 40% от объема отделившейся воды из подземной емкости 15 по трубопроводу 16. После циркуляции, отстаивания и доведения концентрации ионов водорода, выраженной показателем рН дренажной воды до значения 5,60, дренажную воду после нейтрализации VIII по трубопроводу 19 направили на очистные сооружения. Дренажная вода после нейтрализации характеризуется концентрацией нефти в воде 265 мг/дм3 и концентрацией ТВЧ в воде 105 мг/дм3.

Остальные примеры осуществления способа обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты по первому варианту выполняют аналогично, условия и результаты осуществления приведены в табл. 1 и 2.

Пример 2 выполнения способа.

Промежуточный слой I объемом 100 м3 из накопительной емкости УПН с массовой долей воды 52% и концентрацией сульфида железа 7677 мг/дм3, направили по трубопроводу подвода сырья из накопительной емкости 1 в теплоизолированный технологический отстойник 2. Была организована циркуляция промежуточного слоя по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2 с одновременным нагревом в печи нагрева жидкости 4 до температуры 75°С.

После достижения заданной температуры промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 осуществили подачу реагента АФ9-12 с помощью блока подачи реагента 6 при дозировке 2000 мг/дм3.

Далее продолжили циркуляцию смеси нагретого промежуточного слоя с реагентом через печь 4 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение 1 ч.

После чего подали 24%-ную ингибированную соляную кислоту III из автотранспорта 7 в количестве 20% к объему промежуточного слоя (объем 20 м3) на прием насоса циркуляции жидкости 3 с дальнейшей циркуляцией смеси по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2. При этом температура нагрева смеси составляла 75°С.Циркуляцию смеси нагретого промежуточного слоя с реагентом и ингибированной соляной кислотой осуществляли в течение 1 ч, после чего горелки печи 4 потушили, насос циркуляции жидкости 3 остановили и промежуточный слой I с реагентом и ингибированной соляной кислотой отстаивали в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 48 ч.

Газ с сероводородом IV, образовавшийся при обработке промежуточного слоя I с реагентом и ингибированной соляной кислотой III в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направили по трубопроводу отвода газа 8 в газовую систему УПН.

После отстаивания в течение 48 ч произвели отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 и определили параметры обработанной нефти, остаточного промежуточного слоя и отделившейся дренажной воды.

Выход обработанной нефти (объем 31,5 м3) составил 31,5% от общего объема исходного промежуточного слоя. Обработанная нефть характеризуется массовой долей воды 0,01% и концентрацией сульфида железа 79 мг/дм3. Выход остаточного промежуточного слоя (объем 30 м3) составил 30% от общего объема исходного промежуточного слоя. Остаточный промежуточный слой характеризуется массовой долей воды 44,0% и концентрацией сульфида железа 718 мг/дм3. Концентрация ионов водорода (активность), выраженная показателем рН отделившейся воды до нейтрализации, составила менее 1.

После отстаивания в течение 48 ч последовательно отделившуюся дренажную воду V объемом 38,5 м3 по трубопроводу откачки дренажной воды 11 направили в сборную емкость нейтрализации 14, остаточный промежуточный слой VI по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 10 откачали в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 12, откуда с помощью насоса 13 откачали в автоцистерны и вывезли на нефтешламовую установку.

Обработанную нефть VII с массовой долей воды 0,01% направили по трубопроводу откачки обработанной нефти 9 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН в объеме (объем 1,575 м3) 5% к объему сырой нефти.

Дренажную воду V в сборной емкости 14 подвергали нейтрализации, для этого циркулировали воду по технологической цепочке: емкость нейтрализации дренажной воды 14 - насос циркуляции воды 17 - трубопровод циркуляции воды 18 - емкость нейтрализации дренажной воды 14 с подачей на прием насоса циркуляции воды 17. Далее подавали 20%-ный водный раствор Nа2СО3 (объем 21,175 м3) в количестве 55% от объема отделившейся воды из подземной емкости 15 по трубопроводу 16. После циркуляции, отстаивания и доведения концентрации ионов водорода, выраженной показателем рН дренажной воды до значений 5,60, дренажную воду после нейтрализации VIII по трубопроводу 19 направили на очистные сооружения. Дренажная вода после нейтрализации характеризуется концентрацией нефти в воде - 305 мг/дм3 и концентрацией ТВЧ в воде - 115 мг/дм3.

Остальные примеры осуществления способа обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты по второму варианту выполняют аналогично, условия и результаты осуществления приведены в табл. 1 и 2.

Предлагаемый способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты имеет следующие преимущества:

- во-первых, достигается наибольшая эффективность при обработке промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа более 3000 мг/дм3;

- во-вторых, нейтрализуется дренажная вода, образовавшаяся после обработки промежуточного слоя ингибированной соляной кислотой;

- в-третьих, увеличивается объем извлеченной кондиционной нефти из промежуточного слоя;

- в-четвертых, снижается объем промежуточного слоя по сравнению с его исходным количеством, что снижает затраты на его утилизацию;

- в-пятых, достигается экономия затрат за счет использования менее дорогостоящего реагента.

Примечание - В пробах исходного промежуточного слоя №№1-3, 13, 14 массовая доля воды -51%, массовая концентрация сульфида железа в нефти - 3583 мг/дм3, в пробах исходного промежуточного слоя №№4-10, 15-21, массовая доля воды - 52%, массовая концентрация сульфида железа в нефти - 7677 мг/дм3, в пробах исходного промежуточного слоя №11, 12, 22, 23 массовая доля воды - 54,0%, массовая концентрация сульфида железа в нефти - 11500 мг/дм3.

Пробу №24 промежуточного слоя обрабатывали 5 г добавки, содержащей 0,8% нитрилотриметилфосфоновой кислоты и 24%-ной ингибированной соляной кислоты. После перемешивания смеси в течение 5 мин добавили неионогенный деэмульгатор из расчета 100 г/т промежуточного слоя.

В табл. 2 номер пробы соответствует номеру пробы в табл.1 и соответственно приведены результаты для данной пробы.

1. Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты, включающий нагрев, введение ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием, отличающийся 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного реагента используют 10-20%-ный водный раствор карбоната натрия, или гидроксида натрия, или гидроксида калия в количестве от 20 до 120% от объема отделившейся воды.

3. Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты, включающий нагрев, введение ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием, отличающийся тем, что осуществляют нагрев промежуточного слоя до 60-80°С с циркуляцией, до введения в промежуточный слой ингибированной соляной кислоты осуществляют подачу реагента в количестве от 500 до 3000 мг/дм3 с последующей циркуляцией промежуточного слоя с реагентом в течение 1-2 ч, далее в промежуточный слой с реагентом вводят 10-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-35% к объему промежуточного слоя, осуществляют циркуляцию смеси промежуточного слоя с реагентом и ингибированной соляной кислотой в течение 1-2 ч, после чего отстаивают в течение 48-120 ч, далее направляют отделившуюся воду на нейтрализацию щелочным реагентом до значений рН 5,5-6,9.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве реагента используют СНПХ-4802, или АФ9-12, или моющий препарат МЛ-81Б.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве щелочного реагента используют 10-20%-ный водный раствор карбоната натрия, или гидроксида натрия, или гидроксида калия в количестве от 20 до 110% от объема отделившейся воды.



 

Похожие патенты:

Заявленная группа изобретений может быть использована в нефтегазовой и химической промышленности. Способ экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода включает детектирование параметра эмульсии, пропускание потока эмульсии из сепаратора, объединение потока эмульсии с водным потоком, выходящим из сепаратора, с созданием разбавленной эмульсии, динамическое разбавление разбавленной эмульсии на основании параметра эмульсии и разделение разбавленной эмульсии на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть.

Изобретение касается способов разделения потока текучей эмульсии на углеводородный поток и водный поток. Способ разделения потока текучей эмульсии, имеющей непрерывную водную фазу, на углеводородный поток и водный поток, в котором пропускают поток текучей эмульсии через микропористую мембрану с получением потока углеводородного продукта и потока водного продукта, мембрана содержит по существу гидрофобную, полимерную матрицу и по существу гидрофильный, тонкоизмельченный мелкозернистый, по существу нерастворимый в воде наполнитель, распределенный по матрице.

Изобретение относится к способу управления внутритрубным разделением водонефтяной эмульсии акустическим воздействием. Способ заключается в выборе частоты колебания от первого источника ультразвукового воздействия с направлением распространения волны, совпадающим с направлением движения потока, таким образом, чтобы на участке L, равном расстоянию между источниками, выполнялось условие затухания и , причем Al(0)=A2(L), где A1(0) и A2(L) - амплитуда акустических колебаний в эмульсии непосредственно вблизи источников, A1(L) и A2(0) - амплитуда акустических колебаний на расстоянии L от источников, измеряют скорость потока и создают частоту колебаний , меньшую , и направлением распространения волны, противоположным направлению движения потока, таким образом, чтобы , где с - скорость звука, w - скорость потока эмульсии.

Изобретение относится к устройствам для обессоливания нефти и может быть использовано в нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Устройство для обессоливания и обезвоживания нефти содержит трубу с отверстиями, коллектор с патрубком подачи реагента (воды), камеру подвода нефти, соосную с трубой, и состоит из трубчатых оснащенных соплами цилиндрических среднего и внутреннего разделителей потока обрабатываемой нефти, размещенных концентрично относительно корпуса на расчетных расстояниях, которые формируют внешний, средний и внутренний потоки, причем внутренний разделитель выполнен с внешней и внутренней стенками, между которыми образована кольцевая полость для реагента (воды), а перед разделителями потока на регулируемом расстоянии установлены кольцевые коллекторы воды для предварительной турбулизации обрабатываемой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к разрушению водонефтяных эмульсий. Устройство для разрушения водонефтяной эмульсии при транспортировании по трубопроводу включает трубопровод и продольную перегородку, изготовленную в виде прямоугольной пластины, плавно свернутой по спирали, причем ее кромка на выходе повернута на 180° по отношению к кромке на входе.

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к разрушению водонефтяных эмульсий. Предложено устройство для разрушения водонефтяной эмульсии при транспортировании по трубопроводу, включающее трубопровод и продольную перегородку, изготовленную в виде прямоугольной пластины, плавно свернутой по спирали, причем ее кромка на выходе повернута на 180° по отношению к кромке на входе.

Изобретение относится к области добычи углеводородов. Разделяют смесь, содержащую две текучие фазы, по меньшей мере частично несмешиваемые друг с другом и с различной удельной плотностью.

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслям промышленности, в частности к разрушению водонефтяных эмульсий. Устройство для разрушения водонефтяной эмульсии при транспортировании по трубопроводу включает трубопровод и продольную перегородку, изготовленную в виде прямоугольной пластины, плавно свернутой по спирали, причем ее кромка на выходе повернута на 180° по отношению к кромке на входе, причем трубопровод перед продольной перегородкой по направлению потока водонефтяной эмульсии оснащен полым цилиндрическим корпусом, снабженным поперечными диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями, при этом каждые последующие щелевые отверстия поперечной диафрагмы имеют меньшую пропускную способность и смещены на угол 15-30° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки, причем за поперечными диафрагмами на конце полого цилиндрического корпуса выполнен конус с размещенным в нем концентрично шнеком, при этом конус расширяется в соотношении площадей оснований конуса 1:2,5 по направлению потока водонефтяной эмульсии, причем шнек выполнен в виде спиральной пластины с углом поворота по длине конуса на 180° с отношением внутреннего диаметра входного отверстия к длине конуса 1:4, а полый цилиндрический корпус с конусом имеют возможностью продольного перемещения и фиксации относительно трубопровода.

Изобретение относится к устройству для обезвоживания нефти и нефтепродуктов, газового конденсата, жидких углеводородов, включающему емкость с горизонтальным цилиндрическим корпусом, штуцер ввода обезвоживаемого продукта и штуцера вывода обезвоженного продукта и воды, и коалесцирующий пакет, расположенный внутри емкости.

Изобретение относится к обезвоживанию нефти, содержащей механические примеси. Предварительно нагретую водонефтяную эмульсию пропускают через фильтрующий материал, очищаемый при забивке механическими примесями промывкой.

Изобретение относится к жидким углеводородам, содержащим обезвоживающий ингибитор обледенения, выбранный из формулы I, солей или смесей этого, где: R1 выбран из незамещенной, разветвленной или линейной С1-С6-алкильной или простой эфирной группы; R2 выбран независимо из незамещенного, линейного или разветвленного С1-С7-алкила; Y выбран независимо и представляет собой незамещенный алкил; y представляет собой целое число от 1 до 3.

Настоящее изобретение относится к рецептурам регулирования вспенивания для предотвращения или снижения вспенивания и к применению таких рецептур для предотвращения или снижения вспенивания в текучих средах, таких как водные текучие среды и особенно в применениях в нефтяном промысле.

Настоящее изобретение относится к вариантам установки подготовки высоковязкой парафинистой нефти к транспорту. Один из вариантов установки включает трехфазный сепаратор с линией подачи продукции скважин, сырьевой насос, блоки насосов внешнего транспорта и подготовки воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения исследований по оценке влияния химического реагента на свойства продукции скважин.

Изобретение направлено на создание экологически безвредной деэмульгирующей композиции, содержащей низкие уровни поверхностно-активных веществ в экологически безвредных растворяющих основаниях или основах аналогичных компонентам нефти и совместимых с катионными ПАВ, присутствующих в иных реагентах для обработки нефти.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к области подготовки и переработки нефти, а именно к композициям для глубокого обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий. Разработана композиция для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, которая включает смесь оксиэтилированной алкилфенолформальдегидной смолы формулы (1) (компонент А), где R - изононил, m - 2-6, n - 4-10, и реагент ХТ-420 (компонент В) представляет собой смесь полиоксипропиленполиола мольной массы 3000 и 2-(8-гептадецинил-1-[β-гидроксиэтил])-2-имидозолин и растворитель при следующем соотношении компонентов, % масс.: оксиэтилированная алкилфенолформальдегидная смола (компонент А) 40-49, реагент ХТ-420 (компонент В) 1-10, и растворитель до 100.

Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, преимущественно, на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке, для разделения водонефтяных эмульсий (ВНЭ).

Изобретение относится к вариантам способа обработки исходного потока, включающего углеводородную жидкость и жидкость на водной основе. Один из вариантов включает: введение исходного потока во впуск резервуара, содержащего композитную среду, состоящую из однофазных частиц однородной формы, причем каждая частица включает смесь материала на основе целлюлозы и полимера; и контакт исходного потока с композитной средой для получения обработанного потока, причем обработанный поток содержит заданную целевую концентрацию углеводородной жидкости.

Изобретение относится к вариантам композиции обратного деэмульгатора для разделения водных внешних эмульсий воды и нефти, а также к способу разделения эмульсии воды и нефти.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2018-07-25 2018-11-12T22:31:48
Наверх