Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам снижения содержания органических хлоридов в нефти. Данный способ применим к нефти с содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более). Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти включает отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти, где для предварительного обезвоживания нефти проводят циркуляцию нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°C и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1. Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества: во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более); во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млн-1 для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, и до 100 млн-1 для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 8 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам снижения содержания органических хлоридов в нефти. Данный способ применим к нефти с содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более).

Известен способ снижения органических хлоридов в нефти (патент RU №2605601, МПК C10G 33/02, C10G 33/02, опубл. 27.12.2016 в бюл. №36), в котором предлагается предварительное обезвоживание и дегазация нефти, нагрев нефти с выделением органических хлоридов, отвод очищенной нефти. Особенностью данного способа является то, что нефть предварительно обезвоживают до содержания воды в нефти не более 1%, нагрев проводят до температуры, позволяющей отогнать из нефти в ректификационной колонне фракцию, содержащую органические хлориды и выкипающую в интервале температур от начала кипения до 204°С, с получением очищенной нефти с содержанием органических хлоридов менее 10 млн-1.

Недостатками данного способа являются необходимость глубокого обезвоживания нефти - до содержания воды в нефти не более 1%, а также потеря легких фракций при нагреве и ректификации нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному изобретению является способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти (патент RU №2065477, MПК C10G 33/02, опубл. 20.08.1996 в бюл. №23), включающий отстаивание, предварительное обезвоживание нефти, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти. Обработку нефти 1%-ным раствором щелочи проводят при температуре на 30-80°С выше, чем предшествующую промывку водой.

Недостатком данного способа является то, что условия процесса не позволяют провести глубокую очистку нефти от хлорсодержащих органических соединений, т.к. способ разработан для применения на электрообессоливающих установках, куда поступает нефть с содержанием органических хлоридов в нефти менее 10 млн-1. Также недостатком является то, что данный способ малоэффективен для нефти с высоким содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более). К тому же данный способ невозможно применить для нефти, содержащей хлорорганические соединения ароматического строения, трудноудаляемые из нефти, которые негативно влияют на оборудование нефтеперерабатывающих заводов. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 на товарную нефть массовая доля органических хлоридов в нефти не должна превышать 10 млн-1.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности снижения содержания органических хлоридов в нефти, содержащей органические хлориды в количестве, превышающем 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более), снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млн-1 для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения (ЛХОС) ароматического строения, и до 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.

Технические задачи решаются способом снижения содержания органических хлоридов в нефти, включающим отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти.

Новым является то, что предварительное обезвоживание нефти проводят циркуляцией нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1.

Новым также является то, что на стадии предварительного обезвоживания нефти циркуляцию нефти проводят с нагревом до температуры 60-80°С, дозировка деэмульгатора составляет 50-150 г/т.

На чертеже представлена схема установки обработки нефти, на которой снижение содержания органических хлоридов осуществляется с применением раствора щелочи.

Установка включает: трубопровод подвода сырья 1; теплоизолированную емкость для сырья 2; трубопровод отвода жидкости 3; насос циркуляции жидкости 4; печь нагрева жидкости 5; теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6; блок подачи реагента 7; теплоизолированную байпасную линию циркуляции жидкости 8; трубопровод отвода газа 9; трубопровод подачи раствора щелочи 10; емкость для приготовления раствора щелочи 11; трубопровод подачи пресной воды 12; люк загрузки твердой щелочи 13; насос для откачки раствора щелочи 14; трубопровод циркуляции раствора щелочи 15; трубопровод откачки очищенной нефти 16.

Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти осуществляют следующим образом.

Нефть I на установке подготовки нефти (УПН) с содержанием органических хлоридов, превышающим 10 млн-1, направляют по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где отстаивают не менее двух часов для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбрасывают по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После отстаивания с помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом, например по методу Дина-Старка либо центрифугированием. В случае если после отделения свободной воды массовая доля воды в нефти составляет более 5%, то нефть направляют на предварительное обезвоживание, если массовая доля воды в нефти меньше либо равна 5%, то обработку нефти продолжают.

Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подают на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществляют циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Предварительное обезвоживание нефти проводят циркуляцией нефти с нагревом в теплоизолированной емкости для сырья 2 до температуры 60-80°С, после нагрева в нефть подают деэмульгатор в дозировке 50-150 г/т.

В качестве деэмульгатора используют маслорастворимый деэмульгатор, который представляет собой однородную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, допускается опалесценция; массовая доля активной основы в пределах 40-60% мае; плотность при 20°С в пределах 920-980 кг/м3; вязкость кинематическая при 20°С в пределах не более 60 мм2/с; температура застывания не выше минус 50°С.

Далее осуществляют циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (не допускается нагревать нефть с деэмульгатором до температуры выше 90°С), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) не менее одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 останавливают и нефть I с деэмульгатором отстаивают в теплоизолированной емкости для сырья 2 не менее двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направляют по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом.

Если массовая доля эмульгированной воды в нефти более 5%, нефть с деэмульгатором повторно подвергают обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 без дополнительного дозирования деэмульгатора до достижения массовой доли эмульгированной воды не более 5%.

Когда массовая доля эмульгированной воды достигнет значения не более 5%, определяют массовую долю органических хлоридов в нефти и их химическое строение. Строение органических хлоридов определяют методом газовой хроматографии или хромато-масс-спектрометрии. Органические хлориды в нефти по строению разделяют на легколетучие хлорорганические соединения (ЛХОС) ароматического строения и ЛХОС неароматического строения. ЛХОС ароматического строения наиболее трудно удаляются из нефти, что требует проведения процесса по снижению их содержания при более высоких температурах, при этом такая нефть очищается от ЛХОС до содержания 100 млн-1 для нефти.

Циркуляцию возобновляют. При циркуляции в процессе обработки нефти на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия V. Дозировка 10-20%-ного водного раствора гидроксида натрия или калия на нефть составляет 20-30%. При концентрациях раствора щелочи менее 10% удаления ЛХОС из нефти до необходимых значений не происходит, при концентрациях раствора щелочи более 20% повышения эффективности удаления ЛХОС из нефти по сравнению с использованием 20%-ного раствора не наблюдается. К тому же высокая концентрация раствора щелочи приводит к коррозии технологического оборудования.

Раствор щелочи V готовят в емкости для приготовления раствора щелочи 11 путем смешения пресной воды, подаваемой по трубопроводу подачи пресной воды 12, и гидроксида натрия, подаваемого через люк загрузки твердой щелочи 13. Смесь гидроксида натрия и воды циркулирует по цепочке: емкость для приготовления раствора щелочи 11 - насос для откачки раствора щелочи 14 - трубопровод циркуляции раствора щелочи 15 - емкость для приготовления раствора щелочи 11 - не менее 1 часа до полного растворения гидроксида натрия. Раствор щелочи с концентрацией 10-20% добавляют в нефть с содержанием воды не более 5%, определение строения органических хлоридов проводят только в обезвоженной нефти.

Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI насосом циркуляции жидкости 4 направляется в печь нагрева жидкости 5, где нагревается до температуры 190-200°С, циркулируя с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Для исключения кипения воды в теплоизолированной емкости для сырья 2 поддерживают избыточное давление не менее 1,6 МПа.

После этого циркуляцию горячей смеси нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI продолжают либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (для поддержания температуры смеси нефти и раствора щелочи в теплоизолированной емкости для сырья 2), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) в течение 6 часов.

Далее смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи выдерживают в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение 6 часов, постепенно охлаждают до температуры 40-50°С. Затем отбирают из смеси пробу нефти VI, в которой повторно определяют массовую долю органических хлоридов.

В зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия повторяют при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.

Если массовая доля органических хлоридов в нефти:

1) не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения;

2) не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения, процесс обработки нефти завершают.

Если массовая доля органических хлоридов в нефти:

1) больше 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения;

2) больше 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения, циклы обработки нефти при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа продолжают до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.

При повторной обработке дополнительного дозирования раствора щелочи не проводят, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI нагревается в печи нагрева жидкости 5, циркулируя с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2, пока температура смеси в теплоизолированной емкости для сырья 2 не достигнет 220-230°С. Для исключения кипения воды в теплоизолированной емкости для сырья 2 поддерживают избыточное давление не менее 2,8 МПа. После этого циркуляцию горячей смеси нефти с деэмульгатором и раствора щелочи VI продолжают либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (для поддержания температуры смеси нефти и раствора щелочи в теплоизолированной емкости для сырья 2), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) в течение 6 часов. Далее смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи выдерживают в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение 6 часов, постепенно охлаждают до температуры 40-50°С.

Отводят отработанный раствор щелочи II снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 на очистные сооружения УПН. С помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом. Если остаточная массовая доля воды в нефти с деэмульгатором после обработки не более 1%, то очищенную нефть с деэмульгатором VII откачивают насосом циркуляции жидкости 4 на вход УПН.

С целью подтверждения возможности использования предлагаемого способа снижения содержания органических хлоридов в нефти были проведены испытания.

В таблице 1 представлены результаты исследования способа снижения содержания органических хлоридов в нефти, где в качестве раствора щелочи использован 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия.

Пример 1 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 30% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 -теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 60°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Рекод 118А2» в дозировке 50 г/т.

Далее циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 4,8%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 230 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 20%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 20% на нефть. Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 190°С, проциркулировали смесь через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 8 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки завершили. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 8 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Пример 2 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 36% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 65°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «РИК-2» в дозировке 100 г/т.

Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 6%.

Нефть с деэмульгатором повторно подвергали обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 - без дополнительного дозирования деэмульгатора. Температура нагрева нефти I составила 65°С. Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстояли в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После второго цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 2,0%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 850 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 17%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 22% на нефть.

Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 195°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 18 млн-1, это более 10 млн-1, поэтому процесс обработки продолжили. Циркуляцию возобновили, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 220°С при поддержании избыточного давления 2,9 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 6 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки был завершен. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 6 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Примеры 3-4 осуществили аналогично примерам 1-2 (таблица 1).

В таблице 2 представлены результаты исследования способа снижения содержания органических хлоридов в нефти, где в качестве раствора щелочи использован 10-20%-ный водный раствор гидроксида калия.

Пример 1 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 15% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 60°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Реком 118М3» в дозировке 50 г/т.

Далее циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 2,2%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 310 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 20%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 20% на нефть. Смесь нефти с раствором щелочи нагрели до температуры 190°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 9 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки завершили. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 9 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Пример 2 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 30% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 65°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Реком-505» в дозировке 110 г/т.

Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 8%.

Нефть с деэмульгатором повторно подвергали обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 - без дополнительного дозирования деэмульгатора. Температура нагрева нефти I составила 65°С. Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстояли в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После второго цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 0,9%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 36 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 16%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 22% на нефть. Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 195°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в ней составила 36 млн-1, это более 10 млн-1, поэтому процесс обработки продолжили. Циркуляцию возобновили, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 220°С при поддержании избыточного давления 2,9 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 5 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки был завершен. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 5 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Примеры 3-4 осуществили аналогично примерам 1-2 (таблица 2).

Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества:

во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, превышающим 10 млн-1;

во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до значений не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значений не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.

1. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти, включающий отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти, отличающийся тем, что для предварительного обезвоживания нефти проводят циркуляцию нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°C и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на стадии предварительного обезвоживания нефти циркуляцию нефти проводят с нагревом до температуры 60-80°С, дозировка деэмульгатора составляет 50-150 г/т.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к двум вариантам способа обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты.

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 двум вариантам способа обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты.

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.

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, в частности к способам снижения содержания органических хлоридов в нефти. Данный способ применим к нефти с содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн-1. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти включает отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти, где для предварительного обезвоживания нефти проводят циркуляцию нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30 на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°C и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1. Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества: во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, значительно превышающим 10 млн-1 ; во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млн-1 для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, и до 100 млн-1 для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 8 пр.

Наверх