Способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти и сырая нефть

Изобретение относится к способу извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти. Способ извлечения нефти из шлама сырой нефти включает : первую стадию (1) смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равной от 20 до 95% по массе, и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С с получением нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б); вторую стадию (1) центрифугированного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением легкой жидкости; и третью стадию (1) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше. Заявлен вариант способа и сырая нефть, получаемая заявленными способами. Технический результат - уменьшение шламообразования. 4 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил., 7 пр.

 

Область изобретения

Настоящее изобретение относится к способу извлечения нефти из шлама сырой нефти, отложившегося в резервуаре для сырой нефти, в котором хранится сырая нефть.

Предшествующий уровень техники

Шлам сырой нефти, отложившийся в резервуарах для сырой нефти, после отбора из резервуаров для сырой нефти обычно перерабатывается как промышленные отходы, но для его утилизации нужны большие затраты. С другой стороны, шлам сырой нефти во многих случаях содержит примерно от 30 до 80% по объему нефтяной фракции, и, таким образом, существует большая потребность в извлечении нефти из шлама сырой нефти.

Поэтому традиционно предпринимались попытки извлекать нефть из шлама сырой нефти посредством применения способа вакуумной перегонки, способа разделения при нагревании, способа центрифужного разделения или тому подобных (например, Международная публикация № WO 2012/141024, выложенный в открытый доступ японский патент №3-226481, выложенный в открытый доступ японский патент №2004-243300).

Однако нефть, извлеченная из шлама сырой нефти, имеет плохое качество, и, таким образом, в случае производства топлива хорошего качества посредством применения данной нефтяной фракции в качестве нефтяного сырья, затраты на очистку становятся высокими. Следовательно, нефтяная фракция, извлеченная из шлама сырой нефти, часто непосредственно используется в качестве недорогой топливной нефти.

В данном случае при смешивании нефтяной фракции, извлеченной из шлама сырой нефти, с товарной нефтью данную смесь становится возможным продавать не как недорогую топливную нефть, но как более дорогую сырую нефть. Исследования авторов настоящего изобретения, однако, выявили то, что нефтяная фракция, извлеченная из шлама сырой нефти, имеет низкую текучесть и плохую совместимость с сырой нефтью, и, таким образом, при смешивании данной нефтяной фракции в том виде, в котором она существует, с сырой нефтью вновь легко образуется шлам.

Следовательно, целью настоящего изобретения является предложение способа извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти, в котором даже если нефтяная фракция, извлеченная из шлама сырой нефти, смешивается с сырой нефтью, маловероятно повторное образование шлама.

Краткое изложение сущности изобретения

Вышеупомянутая проблема решается посредством следующих настоящих изобретений.

То есть, согласно настоящему изобретению (1) предложен способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти, включающий:

первую стадию (1) смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равной от 20 до 95% по массе, и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С, с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б);

вторую стадию (1) центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третью стадию (1) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Кроме того, согласно настоящему изобретению (2) предложен способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти, включающий:

первую стадию (2) нагревания шлама сырой нефти (А) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А);

вторую стадию (2) центрифужного разделения нагретого вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третью стадию (2) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Кроме того, согласно настоящему изобретению (3) предложена сырая нефть (Г), полученная проведением:

первой стадии (1) смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равной от 20 до 95% по массе, и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С, с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б);

второй стадии (1) центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третьей стадии (1) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Кроме того, согласно настоящему изобретению (4) предложена сырая нефть (Д), полученная проведением:

первой стадии (2) нагревания шлама сырой нефти (А) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А);

второй стадии (2) центрифужного разделения нагретого вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третьей стадии (2) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Согласно настоящему изобретению может быть предложен способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти, в котором даже если нефтяная фракция, извлеченная из шлама сырой нефти, смешивается с сырой нефтью, маловероятно повторное образование шлама.

Краткое описание графических материалов

Фиг. 1 представляет собой изображение, иллюстрирующее смешивающую систему легкой жидкости с сырой нефтью, используемую в примерах и сравнительных примерах.

Подробное описание предпочтительных воплощений

Способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно первому аспекту настоящего изобретения представляет собой способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти, включающий:

первую стадию (1) смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равным от 20 до 95% по массе, и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б);

вторую стадию (1) центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третью стадию (1) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Первая стадия (1) в способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно первому аспекту настоящего изобретения представляет собой стадию смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б).

Шлам сырой нефти (А) на первой стадии (1) представляет собой шлам, полученный из хранящейся сырой нефти и отложившейся на дне резервуара для сырой нефти. Шлам сырой нефти (А) включает шлам сырой нефти, который образуется из сырой нефти, очищенной от твердого содержимого, влаги и тому подобного, после добычи сырой нефти и хранения в резервуаре для сырой нефти, и до отправки на нефтеперерабатывающие заводы, и он отлагается на дне резервуара для сырой нефти; шлам сырой нефти, отложившийся на дне резервуара для сырой нефти в танкере для перевозки сырой нефти; и шлам сырой нефти, который образуется из сырой нефти в резервуаре для хранения сырой нефти перед очисткой на нефтеперерабатывающем заводе и отлагается на дне резервуара для сырой нефти. Шлам сырой нефти (А) может образоваться из одного вида сырой нефти или может образоваться из многих видов сырой нефти.

Шлам сырой нефти (А) содержит нефтяную фракцию, асфальтен, железо, песок, воду и тому подобное. Нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А) представляет собой, главным образом, парафины и ароматические углеводороды, имеющие 40 атомов углерода или более. Тогда нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А) представляет собой компонент, подлежащий извлечению из шлама сырой нефти (А) способом извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно настоящему изобретению.

Способ отбора шлама сырой нефти (А), отложившегося в резервуаре для сырой нефти, из резервуара для сырой нефти не является особенно ограниченным, и его примеры включают способ (COW: промывка сырой нефти), в котором после извлечения сырой нефти в резервуаре для сырой нефти из резервуара для сырой нефти сырая нефть под высоким давлением выпускается струей на шлам сырой нефти (А), отложившийся в резервуаре для сырой нефти, для разрушения или частичного растворения шлама сырой нефти (А), который затем выталкивается из резервуара для сырой нефти с сырой нефтью, и способ, в котором после извлечения сырой нефти в резервуаре для сырой нефти из резервуара для сырой нефти шлам сырой нефти (А), отложившийся в резервуаре для сырой нефти, отбирается посредством рабочей силы.

Сырая нефть (Б), подлежащая смешиванию со шламом сырой нефти (А), особо не ограничивается и может представлять собой сырую нефть перед очисткой от твердого содержимого, влаги и тому подобного после добычи сырой нефти и хранится в резервуаре для сырой нефти, может представлять собой сырую нефть вскоре после очистки от твердого содержимого, влаги и тому подобного после добычи сырой нефти, и начинающую храниться в резервуаре для сырой нефти и до образования шлама сырой нефти, или может представлять собой супернатант сырой нефти в резервуаре для сырой нефти после образования шлама сырой нефти на дне резервуара для сырой нефти на протяжении определенного периода хранения сырой нефти в резервуаре для сырой нефти. Сырая нефть (Б) может представлять собой такую же сырую нефть, что и сырая нефть, служащая в качестве источника образования шлама сырой нефти (А), или может представлять собой сырую нефть, отличную от нее.

При отборе шлама сырой нефти (А) из резервуара для сырой нефти и в случае, когда шлам сырой нефти (А) отбирается посредством выталкивания шлама сырой нефти (А) с использованием сырой нефти вне резервуара для сырой нефти (например, COW), вещество, отобранное из резервуара для сырой нефти, представляет собой смесь шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью, используемой для отбора шлама сырой нефти (А), но в данном случае сырая нефть, используемая для отбора шлама сырой нефти (А), включается в сырую нефть (Б).

На первой стадии (1), во-первых, смешивается шлам сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равной от 20 до 95% по массе, предпочтительно от 40 до 90% по массе, и более предпочтительно от 60 до 90% по массе. Если доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) меньше, чем приведенный выше интервал, количество, подлежащее переработке на первой стадии (1), возрастает, и экономическая эффективность уменьшается; и если данная доля превышает приведенный выше интервал, извлечение нефтяной фракции из шлама сырой нефти (А) становится недостаточным.

Кроме того, при отборе шлама сырой нефти (А) из резервуара для сырой нефти и в случае, когда шлам сырой нефти (А) отбирается посредством выталкивания шлама сырой нефти (А) с использованием сырой нефти вне резервуара для сырой нефти (например, COW промывка), сырая нефть, используемая для отбора шлама сырой нефти (А), включается в сырую нефть (Б), и рассчитывается доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б). Следовательно, в данном случае посредством применения сырой нефти в таком количестве, что доля шлама сырой нефти (А), отложившегося на дне резервуара для сырой нефти, к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти, подлежащей применению для отбора шлама сырой нефти (А), представляет собой заданное соотношение для смешивания, то есть, доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) составляет от 20 до 95% по массе, предпочтительно от 40 до 90% по массе, и более предпочтительно от 60 до 90% по массе, шлам сырой нефти (А) может быть отобран из резервуара для сырой нефти с получением смеси, и именно отобранный шлам сырой нефти (А) с сырой нефтью в качестве смеси шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) подлежит применению для нагревания и перемешивания.

В качестве альтернативы, посредством применения малого количества сырой нефти, шлам сырой нефти (А), отложившийся на дне резервуара для сырой нефти, может быть отобран из резервуара для сырой нефти для дальнейшего смешивания до смеси отобранного шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью, такой же сырой нефтью, что и сырая нефть, используемая для отбора шлама сырой нефти (А), или сырой нефтью, отличной от нее, с получением заданного соотношения для смешивания, то есть, доводя долю шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) до 20-95% по массе, предпочтительно 40-90% по массе, и более предпочтительно 60-90% по массе, с получением полученной смеси в виде смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б), подлежащей применению для нагревания и перемешивания.

На первой стадии (1) затем нагревается и перемешивается смесь шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С, предпочтительно при 50-150°С и более предпочтительно при 60-100°С с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б). Если температура нагревания и перемешивания ниже, чем приведенный выше интервал, извлечение нефтяной фракции из шлама сырой нефти (А) становится недостаточным; и если температура превышает приведенный выше интервал, образуется недостаток из-за потери легких фракций. Способ нагревания и перемешивания смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) не является особенно ограниченным, и его примеры включают способ, в котором смесь шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) нагревается и перемешивается в резервуаре, где хранится шлам сырой нефти (А), отобранный из резервуара для сырой нефти. Время нагревания и перемешивания не является особенно ограниченным и выбирается согласно условиям перемешивания таким образом, чтобы получить гомогенно смешанное состояние.

Содержание нефтяной фракции в шламе сырой нефти (А) не является особенно ограниченным, но обычно составляет от 30 до 80% по массе. Тогда нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А) растворяется в сырой нефти (Б) на первой стадии посредством нагревания и перемешивания смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С, предпочтительно при 50-150°С и более предпочтительно при 60-100°С.

Вторая стадия (1) в способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно первому аспекту настоящего изобретения представляет собой стадию центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б), полученного проведением первой стадии (1), при 40-200°С до легкой жидкости и тяжелой фракции с получением, посредством этого, легкой жидкости.

На второй стадии (1) температура, при которой нагретое и перемешанное вещество шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) центрифужно разделяется, составляет 40-200°С, предпочтительно от 50 до 150°С и более предпочтительно от 60 до 100°С. Если температура центрифужного разделения ниже, чем приведенный выше интервал, тогда часть нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) замерзает, и текучесть нагретого и перемешанного вещества значительно уменьшается на протяжении центрифужного разделения и, таким образом, центрифужное разделение не может проводиться; и если данная температура превышает приведенный выше интервал, образуется недостаток из-за потери легких фракций. Кроме того, на второй стадии (1) температура, при которой нагретое и перемешанное вещество шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) центрифужно разделяется, предпочтительно делается равной или более высокой, чем температура нагревания и перемешивания смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) на первой стадии (1).

Нагретое и перемешанное вещество шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б), полученное проведением первой стадии (1), представляет собой смесь легкой жидкости, имеющей низкую удельную плотность, и тяжелой фракции, имеющей более высокую удельную плотность, чем данная легкая жидкость; и на второй стадии (1) легкая жидкость и тяжелая фракция разделяются посредством различия в удельной плотности. Тогда легкая жидкость представляет собой жидкость, полученную посредством того, что нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А) растворяется в сырой нефти (Б) на первой стадии (1). То есть, легкая жидкость, в основном, состоит из сырой нефти (Б) и нефтяной фракции в шламе сырой нефти (А), растворенной в сырой нефти (Б). Тяжелая фракция представляет собой компоненты в шламе сырой нефти (А), которые не растворились в сырой нефти (Б) на первой стадии (1), и, главным образом, представляет собой асфальтен, влагу, железо, песок, нефтяную фракцию, переносимую в данных компонентах и находящуюся в состоянии, затрудняющем отделение, и тому подобное.

Установка центрифужного разделения для центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества на второй стадии (1) не является особенно ограниченной и подходит, если она способна непрерывно разделять легкую жидкость и тяжелую фракцию посредством различия удельной плотности при поддержании приведенной выше температуры центрифужного разделения. Ее примеры включают центрифужный сепаратор декантерного типа, центрифужный сепаратор типа дискового сепаратора и центрифужный сепаратор, представляющий их комбинацию.

Физические свойства легкой жидкости, полученной проведением второй стадии (1), не являются особенно ограниченными; но ее плотность предпочтительно составляет от 0,80 до 0,95 г/см3 и, более предпочтительно от 0,80 до 0,88 г/см3; ее температура плавления предпочтительно составляет от 40 до 150°С, более предпочтительно от 40 до 110°С и еще более предпочтительно от 40 до 90°С; ее температура застывания предпочтительно составляет от 30 до 140°С, более предпочтительно от 30 до 100°С и еще более предпочтительно от 30 до 80°С; и ее собственное содержание нефтяной фракции составляет 60% по массе или более.

Третья стадия (1) в способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно первому аспекту настоящего изобретения представляет собой стадию доведения температуры легкой жидкости, полученной проведением второй стадии (1), до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или более высокую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти. Если температура легкой жидкости ниже, чем температура плавления, становится затруднительным смешивание легкой жидкости с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти.

На третьей стадии (1) сырая нефть (В), подлежащая смешиванию с легкой жидкостью, не является особенно ограниченной и может представлять собой сырую нефть перед очисткой от твердого содержимого, влаги и тому подобного после добычи сырой нефти, и хранящуюся в резервуаре для сырой нефти, может представлять собой сырую нефть вскоре после очистки от твердого содержимого, влаги и тому подобного после добычи сырой нефти, и начинающей храниться в резервуаре для сырой нефти, и перед образованием шлама сырой нефти, или может представлять собой супернатант сырой нефти в резервуаре для сырой нефти после образования шлама сырой нефти на дне резервуара для сырой нефти на протяжении определенного периода хранения сырой нефти в резервуаре для сырой нефти. Сырая нефть (В) может представлять собой такую же сырую нефть, что и сырая нефть в качестве источника получения шлама сырой нефти (А), может представлять собой сырую нефть, отличную от нее, или может представлять собой такую же сырую нефть, что и сырая нефть (Б), или сырую нефть, отличную от нее.

Нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А), главным образом, представляет собой углеводороды, имеющие большие молекулярные массы, имеющие 40 или более чем 40 атомов углерода, и, таким образом, если температура легкой жидкости становится слишком низкой по сравнению с температурой, когда на первой стадии (1) проводится нагревание и перемешивание, легкая жидкость застывает, или текучесть легкой жидкости заметно уменьшается; следовательно, на третьей стадии (1) температура легкой жидкости доводится до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления, и затем легкая жидкость смешивается с сырой нефтью (В). Температура легкой жидкости предпочтительно равна или выше, чем температура плавления и находится в интервале от 40 до 200°С, более предпочтительно от 50 до 150°С и еще более предпочтительно от 60 до 100°С.

На третьей стадии (1) в том, что касается связи между температурами сырой нефти (В) и легкой жидкости при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В), температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) ниже, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше. В случае, когда температура сырой нефти (В) ниже, чем температура легкой жидкости, с меньшей разницей между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В), отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в сырой нефти (В) в большей степени подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, большая часть нефтяной фракции отлагается в виде мелких частиц, с меньшей вероятностью вызывая образование шлама, и, таким образом, разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В), которая составляет 40°С или меньше, имеет следующий эффект: отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама. Кроме того, в случае, когда температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В), которая предпочтительно составляет 30°С или меньше, более предпочтительно 20°С или меньше и еще более предпочтительно 10°С или меньше, усиливает следующий эффект: отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама. Кроме того, в случае, когда температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В), отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама, и, таким образом, температура сырой нефти (В), равная или более высокая, чем температура легкой жидкости, имеет следующий эффект: при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В), отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама. Кроме того, в случае, когда температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, разница между температурой сырой нефти (В) и температурой легкой жидкости предпочтительно составляет 10°С или меньше, и более предпочтительно 5°С или меньше.

На третьей стадии (1) температура сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, удовлетворяет описанной выше связи между температурой сырой нефти (В) и температурой легкой жидкости; однако, когда температура сырой нефти (В) является слишком высокой, формируется недостаток, обусловленный потерей легких фракций, и, таким образом, температура сырой нефти (В) предпочтительно составляет 60°С или меньше и, более предпочтительно 50°С или меньше.

На третьей стадии (1) посредством смешивания легкой жидкости с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти данная легкая жидкость смешивается с сырой нефтью (В). Перекачивающий трубопровод для сырой нефти представляет собой перекачивающий трубопровод для перекачивания сырой нефти (В), и в нем течет сырая нефть (В), и, таким образом, смешивание легкой жидкости с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти относится к смешиванию легкой жидкости с сырой нефтью (В) в состоянии течения в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти. Тогда, на третьей стадии (1) посредством смешивания легкой жидкости с сырой нефтью (В) в состоянии течения, отлагающаяся в виде осадка нефтяная фракция шлама сырой нефти (А) может быстро диспергироваться в сырой нефти (В) до агрегации отлагающейся в виде осадка нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в сырой нефти (В), и, таким образом, в сырой нефти (В) с малой вероятностью образуется шлам. В отличие от этого, при непосредственном добавлении легкой жидкости и смешивании с нетекущей сырой нефтью, например, с сырой нефтью в резервуаре для сырой нефти, нефтяная фракция шлама сырой нефти (А), отлагающаяся в виде осадка в сырой нефти (В), с малой вероятностью будет диспергироваться в сырой нефти (В), и, таким образом, даже если нефтяная фракция шлама сырой нефти (А) становится осадком из мелких частиц, с малой вероятностью образующим шлам, становится вероятным образование шлама в сырой нефти (В), так как отлагающаяся в виде осадка нефтяная фракция немедленно приводит к агрегации после смешивания.

Способ смешивания легкой жидкости с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти включает смешивание посредством смешения линий, статического смесителя, распылительной форсунки, смешивающего клапана или тому подобного.

На третьей стадии (1) количество легкой жидкости, подлежащей смешиванию с сырой нефтью (В), составляет, по отношению к 100 частям по объему сырой нефти (В), предпочтительно 45 частей по объему или меньше, и, более предпочтительно, от 2 до 15 частей по объему. Когда количество легкой жидкости, подлежащей смешиванию с сырой нефтью (В), находится в приведенном выше интервале, маловероятно образование шлама в сырой нефти (В).

На третьей стадии (1) линейная скорость сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, составляет предпочтительно 1 см/с или больше, более предпочтительно 4 см/с или больше и еще более предпочтительно 6 см/с или больше. Когда линейная скорость сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, находится в приведенном выше интервале, нефтяная фракция шлама сырой нефти (А), отлагающаяся в виде осадка в сырой нефти (В) легко становится диспергированной, и, таким образом, становится маловероятным образование шлама в сырой нефти (В). Здесь, хотя и нет верхнего предельного значения линейной скорости сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, обычная линейная скорость сырой нефти в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти во многих случаях составляет 500 см/с или меньше.

Затем посредством проведения третьей стадии (1) получается сырая нефть (Г), в которой легкая жидкость смешивается с сырой нефтью (В).

Сырая нефть (Г) согласно настоящему изобретению представляет собой сырую нефть, полученную проведением:

первой стадии (1) смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равной от 20 до 95% по массе, и затем нагревания и перемешивания смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б);

второй стадии (1) центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию для получения, посредством этого, легкой жидкости; и

третьей стадии (1) доведения температуры легкой жидкости до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления и смешивания легкой жидкости, имеющей равную или более высокую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) ниже, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Шлам сырой нефти (А), сырая нефть (Б), смесь шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б), нагретое и перемешанное вещество шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б), первая стадия (1), центрифужное разделение, легкая жидкость, тяжелая фракция, вторая стадия (1), сырая нефть (В) и третья стадия (1), релевантная для сырой нефти (Г) согласно настоящему изобретению, являются такими же, что и шлам сырой нефти (А), сырая нефть (Б), смесь шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б), нагретое и перемешанное вещество шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б), первая стадия (1), центрифужное разделение, легкая жидкость, тяжелая фракция, вторая стадия (1), сырая нефть (В) и третья стадия (1), релевантная для способа извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно первому аспекту настоящего изобретения.

Способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно второму аспекту настоящего изобретения представляет собой способ извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти, включающий:

первую стадию (2) нагревания шлама сырой нефти (А) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А);

вторую стадию (2) центрифужного разделения нагретого вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третью стадию (2) доведения температуры легкой жидкости до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления, и смешивания легкой жидкости, имеющей равную или более высокую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) ниже, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Первая стадия (2) в способе извлечения сырой нефти из шлама сырой нефти согласно второму аспекту настоящего изобретения представляет собой стадию нагрева шлама сырой нефти (А) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А).

Шлам сырой нефти (А) на первой стадии (2) является таким же, что и шлам сырой нефти на первой стадии (1).

На первой стадии (2) нагревается шлам сырой нефти (А) при 40-200°С, предпочтительно при 50-150°С, и более предпочтительно при 60-100°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А). Если температура нагревания ниже, чем приведенный выше интервал, извлечение нефтяной фракции из шлама сырой нефти (А) становится недостаточным; и если температура превышает приведенный выше интервал, возрастают затраты на нагревание, и теряется экономическая эффективность. Способ нагревания шлама сырой нефти (А) не является особенно ограниченным, и его примеры включают способ, в котором шлам сырой нефти (А) нагревается в резервуаре, в котором хранится шлам сырой нефти (А), отобранный из резервуара для сырой нефти.

Вторая стадия (2) в способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно второму аспекту настоящего изобретения представляет собой стадию центрифужного разделения нагретого вещества шлама сырой нефти (А), полученного посредством проведения первой стадии (2), при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости.

На второй стадии (2) температура при центрифужном разделении нагретого вещества шлама сырой нефти (А) составляет от 40 до 200°С, предпочтительно - от 50 до 150°С, и, более предпочтительно от 60 до 100°С. Если температура центрифужного разделения меньше, чем приведенный выше интервал, тогда часть нагретого вещества шлама сырой нефти (А) застывает, и текучесть нагретого вещества во время центрифужного разделения значительно снижается и, таким образом, центрифужное разделение не может проводиться; и если температура превышает приведенный выше интервал, возрастают затраты на нагревание, и теряется экономическая эффективность. Кроме того, на второй стадии (2) температура при центрифужном разделении нагретого вещества шлама сырой нефти (А) предпочтительно делается равной или большей, чем температура нагревания шлама сырой нефти (А) на первой стадии (2).

Нагретое вещество шлама сырой нефти (А), полученное проведением первой стадии (2), представляет собой смесь легкой жидкости, имеющей низкую удельную плотность, и тяжелой фракции, имеющей более высокую удельную плотность, чем легкая жидкость; и на второй стадии (2) легкая жидкость и тяжелая фракция разделяются посредством различия в удельной плотности. Тогда легкая жидкость представляет собой нефтяную фракцию в шламе сырой нефти (А). То есть, легкая жидкость, в основном, состоит из нефтяной фракции в шламе сырой нефти (А). Тяжелая фракция представляет собой компоненты в шламе сырой нефти (А), которые имеют более высокие удельные плотности, чем нефтяная фракция, главным образом, такие как асфальтен, влага, железо, песок, нефтяная фракция, переносимая в данных компонентах и находящаяся в состоянии, сложном для отделения посредством нагревания на первой стадии (2).

Установка центрифужного разделения для центрифужного разделения нагретого вещества на второй стадии (2) не является особенно ограниченной и подходит, если она способна непрерывно разделять легкую жидкость и тяжелую фракцию посредством различия в удельной плотности при поддержании приведенной выше температуры центрифужного разделения. Ее примеры включают центрифужный сепаратор декантерного типа, центрифужный сепаратор типа дискового сепаратора и центрифужный сепаратор, представляющий их комбинацию.

Физические свойства легкой жидкости, лолученной проведением второй стадии (2), не являются особенно ограниченными; но ее плотность предпочтительно составляет от 0,80 до 0,95 г/см3 и, более предпочтительно от 0,80 до 0,88 г/см3; ее температура плавления предпочтительно составляет от 40 до 150°С, более предпочтительно от 40 до 110°С и еще более предпочтительно от 40 до 90°С; ее температура застывания предпочтительно составляет от 30 до 140°С, более предпочтительно от 30 до 100°С и еще более предпочтительно от 30 до 80°С; и содержание в ней нефтяной фракции составляет 60% по массе или выше.

Третья стадия (2) в способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно второму аспекту настоящего изобретения представляет собой стадию доведения температуры легкой жидкости, полученной проведением второй стадии (2), до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления, и смешивания легкой жидкости, имеющей равную или более высокую температуру, чем температура плавления с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти. Если температура легкой жидкости ниже, чем температура плавления, становится затруднительным смешивание легкой жидкости с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти. Третья стадия (2) является такой же, что и третья стадия (1), за исключением того, что в третьей стадии (2) легкая жидкость, подлежащая смешиванию с сырой нефтью (В), представляет собой легкую жидкость, полученную проведением первой стадии (2) и второй стадии (2), тогда как на третьей стадии (1) легкая жидкость, подлежащая смешиванию с сырой нефтью (В), представляет собой легкую жидкость, полученную проведением первой стадии (1) и второй стадии (1).

На третьей стадии (2) сырая нефть (В), подлежащая смешиванию с легкой жидкостью, не являеся особенно ограниченной и может представлять собой сырую нефть перед очисткой от твердого содержимого, влаги и тому подобного после добычи сырой нефти и хранящуюся в резервуаре для сырой нефти, может представлять собой сырую нефть вскоре после очистки от твердого содержимого, влаги и тому подобного после добычи сырой нефти и начинающую храниться в резервуаре для сырой нефти, и перед образованием шлама сырой нефти, или может представлять собой супернатант сырой нефти в резервуаре для сырой нефти после образования шлама сырой нефти на дне резервуара для сырой нефти на протяжении определенного периода хранения сырой нефти в резервуаре для сырой нефти. Сырая нефть (В) может представлять собой такую же сырую нефть, что и сырая нефть в качестве источника образования шлама сырой нефти (A), или может представлять собой сырую нефть, отличную от нее.

Нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А), главным образом, представляет собой углеводороды, имеющие большую молекулярную массу, имеющие 40 или более атомов углерода, и, таким образом, если температура легкой жидкости становится слишком низкой по сравнению с температурой при проведении нагревания на первой стадии (2), легкая жидкость застывает, или текучесть легкой жидкости заметно снижается; следовательно, на третьей стадии (2) температура легкой жидкости доводится до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления, и затем легкая жидкость смешивается с сырой нефтью (В). Температура легкой жидкости предпочтительно равна или выше, чем температура плавления и находится в интервале от 40 до 200°С, более предпочтительно от 50 до 150°С и еще более предпочтительно от 60 до 100°С.

На третьей стадии (2) в том, что касается связи между температурами сырой нефти (В) и легкой жидкости, при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В), температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) ниже, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше. В случае, когда температура сырой нефти (B) ниже, чем температура легкой жидкости, с меньшей разницей между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В), отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) в большей степени подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, большая часть нефтяной фракции отлагается в виде мелких частиц, с меньшей вероятностью вызывая образование шлама, и, таким образом, разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В), которая составляет 40°С или меньше, имеет следующий эффект: отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама. Кроме того, в случае, когда температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В), которая предпочтительно составляет 30°С или меньше, более предпочтительно 20°С или меньше, и еще более предпочтительно 10°С или меньше, усиливает следующий эффект: отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама. Кроме того, в случае, когда температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В) отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама, и, таким образом, температура сырой нефти (В), которая равна или выше, чем температура легкой жидкости, имеет следующий эффект: при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В), отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или, даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, с малой вероятностью вызывая образование шлама. Кроме того, в случае, когда температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, разница между температурой сырой нефти (В) и температурой легкой жидкости, предпочтительно составляет 10°С или меньше, и более предпочтительно 5°С или меньше.

На третьей стадии (2) температура сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, удовлетворяет описанной выше связи между температурой сырой нефти (В) и температурой легкой жидкости; однако, когда температура сырой нефти (В) является слишком высокой, имеется недостаток, обусловленный потерей легких фракций, и, таким образом, температура сырой нефти (В) предпочтительно составляет 60°С или меньше и, более предпочтительно 50°С или меньше.

На третьей стадии (2) посредством смешивания легкой жидкости с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти данная легкая жидкость смешивается с сырой нефтью (В). То есть, легкая жидкость смешивается с сырой нефтью (В) в состоянии течения в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти. Кроме того, на третьей стадии (2) посредством смешивания легкой жидкости с сырой нефтью (В) в состоянии течения, отлагающаяся в виде осадка нефтяная фракция шлама сырой нефти (А) может быстро диспергироваться в сырой нефти (В) до агрегации отлагающейся в виде осадка нефтяной фракции штамма сырой нефти (А) в сырой нефти (В), и, таким образом, в сырой нефти (В) с малой вероятностью может образоваться шлам. В отличие от этого, при непосредственном добавлении легкой жидкости и смешивании с нетекущей сырой нефтью, например, с сырой нефтью в резервуаре для сырой нефти, отлагающаяся в виде осадка нефтяная фракция шлама сырой нефти (А) в сырой нефти (В) с малой вероятностью будет диспергироваться в сырой нефти (В), и, таким образом, даже если нефтяная фракция шлама сырой нефти (А) становится осадком из мелких частиц, с малой вероятностью образующим шлам, становится вероятным образование шлама в сырой нефти (В), так как отлагающаяся в виде осадка нефтяная фракция немедленно приводит к агрегации после смешивания.

Способ смешивания легкой жидкости с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти включает смешивание посредством смешения линий, статического смесителя, распылительной форсунки, смешивающего клапана или тому подобного.

На третьей стадии (2) количество легкой жидкости, подлежащей смешиванию с сырой нефтью (В), составляет, по отношению к 100 частям по объему сырой нефти (В), предпочтительно 45 частей по объему или меньше, и, более предпочтительно, от 2 до 15 частей по объему. Когда количество легкой жидкости, подлежащей смешиванию с сырой нефтью (В), находится в приведенном выше интервале, становится маловероятным образование шлама в сырой нефти (В).

На третьей стадии (2) линейная скорость сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, составляет предпочтительно 1 см/с или больше, более предпочтительно 4 см/с или больше и еще более предпочтительно 6 см/с или больше. Когда линейная скорость сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, находится в приведенном выше интервале, нефтяная фракция шлама сырой нефти (А), отлагающаяся в виде осадка в сырой нефти (В), легко становится диспергированной, и, таким образом, становится маловероятным образование шлама в сырой нефти (В). Здесь, хотя и нет верхнего предельного значения линейной скорости сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, обычная линейная скорость сырой нефти в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти во многих случаях составляет 500 см/с или меньше.

Тогда посредством проведения третьей стадии (2) получается сырая нефть (Д), в которой легкая жидкость смешивается с сырой нефтью (В).

Сырая нефть (Д) согласно настоящему изобретению представляет собой сырую нефть, полученную проведением:

первой стадии (2) нагревания шлама сырой нефти (А) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А);

второй стадии (2) центрифужного разделения нагретого вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третьей стадии (2) доведения температуры легкой жидкости до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления и смешивания легкой жидкости, имеющей равную или более высокую температуру, чем ее температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) ниже, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

Шлам сырой нефти (А), нагретое вещество шлама сырой нефти (А), первая стадия (2), центрифужное разделение, легкая жидкость, тяжелая фракция, вторая стадия (2) и третья стадия (2), релевантная для сырой нефти (Д), согласно настоящему изобретению являются такими же, как шлам сырой нефти (А), нагретое вещество шлама сырой нефти (А), первая стадия (2), центрифужное разделение, легкая жидкость, тяжелая фракция, вторая стадия (2) и третья стадия (2), релевантная для способа извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно второму аспекту настоящего изобретения.

Сырую нефть (Г) согласно настоящему изобретению получают проведением первой стадии (1), второй стадии (1) и третьей стадии (1), и, таким образом, при хранении сырой нефти (Г) в резервуаре для сырой нефти маловероятно образоване шлама сырой нефти. Кроме того, при получении сырой нефти (Д) согласно настоящему изобретению проведением первой стадии (2), второй стадии (2) и третьей стадии (2), при хранении сырой нефти (Д) в резервуаре для сырой нефти маловероятно образоване шлама сырой нефти.

В способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно первому аспекту настоящего изобретения нефтяную фракцию можно извлекать из шлама сырой нефти (А) посредством растворения нефтяной фракции в шламе сырой нефти (А) в сырой нефти (Б) и центрифужного отделения легкой жидкости, то есть, сырой нефти (Б), содержащей нефтяную фракцию в шламе сырой нефти (А), растворенную в ней, от тяжелой фракции, то есть, компонентов, исключающих нефтяную фракцию в шламе сырой нефти (А), посредством проведения первой стадии (1) и второй стадии (1). Кроме того, в способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно второму аспекту настоящего изобретения нефтяную фракцию можно извлекать из шлама сырой нефти (А) посредством центрифужного отделения нефтяной фракции в шламе сырой нефти (А) в виде легкой жидкости от тяжелой фракции, то есть, компонентов, исключающих нефтяную фракцию в шламе сырой нефти (А), посредством проведения первой стадии (2) и второй стадии (2).

Здесь нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А) не может быть растворена в сырой нефти (Б) при температуре хранения сырой нефти (обычно от 20 до 40°), и, таким образом, когда легкая жидкость, полученная проведением второй стадии (1) или второй стадии (2), возвращается непосредственно в резервуар для сырой нефти, одновременно с контактированием легкой жидкости с сырой нефтью в резервуаре для сырой нефти, нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А), растворенная в легкой жидкости, откладывается в виде осадка крупных твердых частиц и образует большой осадок, который, таким образом, вновь образует шлам.

Тогда в способе извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти согласно настоящему изобретению посредством проведения третьей стадии (1) или третьей стадии (2), то есть, посредством доведения температуры легкой жидкости до равной или более высокой температуры, чем ее температура плавления и смешивания легкой жидкости с сырой нефтью (В), температура которой равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура которой ниже, чем температура легкой жидкости, где разница температуры между сырой нефтью (В) и легкой жидкостью составляет 40°С или меньше, отложение нефтяной фракции шлама сырой нефти (А) в виде осадка в сырой нефти (В) подавляется, или даже если нефтяная фракция отлагается в виде осадка, данная нефтяная фракция отлагается в виде мелких частиц, делая маловероятным образование шлама; и посредством смешивания легкой жидкости в сырой нефти (В) в текучем состоянии нефтяная фракция в шламе сырой нефти (А) может быть диспергирована в сырой нефти (В) перед агрегацией нефтяной фракции шлама сырой нефти (А), отлагающейся в виде осадка в сырой нефти (В); таким образом, нефтяная фракция в шламе сырой нефти (В) может быть получена так, что она с малой вероятностью образует шлам в сырой нефти (В).

ПРИМЕРЫ

Далее настоящее изобретение будет более конкретно описано посредством Примеров, но настоящее изобретение не ограничивается ими.

Шлам сырой нефти (А)

Шлам сырой нефти, извлеченный из резервуара для сырой нефти.

Значения при анализе: содержание нефтяной фракции: 75,1% по массе, содержание асфальтена: 10,3% по массе, содержание влаги: 11,0% по массе, содержание осадка: 3,6% по массе.

Шлам сырой нефти (Б)

Сырая нефть 6, имеющая следующие значения при анализе:

градус API (плотность в градусах Американского нефтяного института): 30,3°, содержание воды и осадка: 0% по объему.

Сырая нефть (В)

Приведенную выше сырую нефть 6 использовали в качестве сырой нефти (В).

(Примеры 1-4)

Шлам сырой нефти а и сырую нефть 6 добавляли в сосуд для перемешивания таким образом, что доля шлама сырой нефти к сумме обоих становилась равной 70% по массе; и данную смесь нагревали и перемешивали при 80°С.

Затем при поддержании температуры 80°С нагретое и перемешанное вещество помещали в центрифужный сепаратор с установкой температуры 80°С и центрифужно разделяли при следующих условиях: 80°С, 1000 g и 1 мин.

Затем отделяли легкую жидкость посредством декантации с получением, посредством этого, легкой жидкости. Значения при анализе полученной легкой жидкости показаны в Таблице 1.

Затем легкую жидкость, нагретую до 80°С, смешивали в соответствующей пропорции, указанной в Таблице 1, с сырой нефтью 6 с температурой 50°С, текущей с соответствующей линейной скоростью, указанной в Таблице 1, с получением, посредством этого, смеси (смешанного образца). Способ смешивания является таким, как показано на фиг. 1.

Затем полученной смеси давали постоять в состоянии покоя при 35°С в течение 5 суток, и было измерено количество отложившегося шлама, API и содержание воды и осадка сырой нефти, очищенной от шлама.

Результаты показаны в Таблице 1.

Способ измерения количества отложившегося шлама

100 мл образца помещали в 100 мл центрифужную пробирку и давали постоять в состоянии покоя при 35°С в течение 5 суток. Затем центрифужную пробирку наклоняли, и супернатант отбрасывали в течение 15 с; и центрифужную пробирку затем переворачивали и оставляли стоять в состоянии покоя в течение 30 с. Затем восстанавливали исходное положение центрифужной пробирки, и давали ей постоять в состоянии покоя при 80°С в течение 60 мин; и измеряли количество шлама, остающегося в центрифужной пробирке.

(Сравнительные Примеры 1 и 2)

Легкую жидкость, нагретую до 80°С, смешивали в соответствующей пропорции, показанной в Таблице 1, с сырой нефтью 6 с температурой 30°С, текущей при соответствующей линейной скорости, указанной в Таблице 1, с получением, посредством этого, смеси (смешанного образца). Здесь легкую жидкость получали таким же способом, что и в Примерах.

Затем полученной смеси давали постоять в состоянии покоя при 35°С в течение 5 суток, и было измерено количество отложившегося шлама, API, и содержание воды и осадка сырой нефти, очищенной от шлама. Результаты показаны в Таблице 1.

(Сравнительный Пример 3)

Легкую жидкость, нагретую до 80°С, добавляли и смешивали, без встряхивания, в пропорции, указанной в Таблице 1, с сырой нефтью 6 с температурой 30°С, которой давали постоять в состоянии покоя в сосуде. Здесь легкую жидкость получали таким же способом, что и в Примерах.

Затем полученной смеси давали постоять в состоянии покоя при 35°С в течение 5 суток, и было измерено количество отложившегося шлама, API, и содержание воды и осадка сырой нефти, очищенной от шлама. Результаты показаны в Таблице 1.

1. Способ извлечения нефти из шлама сырой нефти, включающий:

первую стадию (1) смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равной от 20 до 95% по массе, и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б);

вторую стадию (1) центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третью стадию (1) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

2. Способ извлечения нефти из шлама сырой нефти, включающий:

первую стадию (2) нагревания шлама сырой нефти (А) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А);

вторую стадию (2) центрифужного разделения данного нагретого вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третью стадию (2) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

3. Способ извлечения нефти из шлама сырой нефти по п. 1 или 2, в котором на третьей стадии температура легкой жидкости при смешивании легкой жидкости с сырой нефтью (В) составляет от 50 до 150°С.

4. Способ извлечения нефти из шлама сырой нефти по любому из пп. 1-3, в котором на третьей стадии количество легкой жидкости, смешанной на основе 100 частей по объему сырой нефти (В), составляет 45 частей по объему или меньше.

5. Способ извлечения нефти из шлама сырой нефти по любому из пп. 1-4, в котором на третьей стадии линейная скорость сырой нефти (В), текущей в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, составляет 1 см/с или больше.

6. Сырая нефть (Г), получаемая посредством проведения:

первой стадии (1) смешивания шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) таким образом, что доля шлама сырой нефти (А) к сумме шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б) становится равной от 20 до 95% по массе, и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти (А) с сырой нефтью (Б) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти (А) и сырой нефти (Б);

второй стадии (1) центрифужного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третьей стадии (1) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.

7. Сырая нефть (Д), получаемая посредством проведения:

первой стадии (2) нагревания шлама сырой нефти (А) при 40-200°С с получением, посредством этого, нагретого вещества шлама сырой нефти (А);

второй стадии (2) центрифужного разделения данного нагретого вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением, посредством этого, легкой жидкости; и

третьей стадии (2) доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью (В) в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти (В) равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти (В) меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти (В) составляет 40°С или меньше.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу получения стабильной к агломерации при длительном хранении антитурбулентной присадки суспензионного типа. Стабильная неагломерирующая суспензия состоит из дисперсионной среды на основе спирта, гликоля и/или гликолевого эфира, дисперсной фазы на основе поли-α-олефинового полимера и антиагломератора и дополнительно лецитина.

Изобретение относится к химии высокомолекулярных соединений, а именно к способу получения антитурбулентной присадки (АТП) суспензионного типа. Описан способ получения стабильной к агломерации при длительном хранении АТП в виде неводной суспензии высокомолекулярного полимера на основе высших α-олефинов или их сополимеров с этиленом и/или пропиленом и/или диенами и молекулярной массой (Мw) от 8,5⋅106 до 11,0⋅106, с размером частиц 50-800 мкм, в дисперсионной среде, состоящей из смеси высших спиртов, гликолей и антиагломератора.

Изобретение относится к противотурбулентной присадке для углеводородных жидкостей и может быть использовано в трубопроводном транспорте нефти, нефтепродуктов и газового конденсата.

Изобретение относится к способу обработки текучих сред с целью снижения их гидравлического сопротивления и системе по осуществлению этого способа. В заявке описан способ обработки жидкости, включающий смешивание жидкости с агентом для образования смеси, выдерживание смеси с целью получения заданного условия, по меньшей мере, только у жидкости или только у агента и выдачу выдержанной смеси.

Изобретение относится к полимерным составам, которые получают радикальной полимеризацией. Полимерный состав, обладающий свойствами понижающей температуру застывания депрессантной присадки, получают радикальной полимеризацией моноэтиленненасыщенных мономеров (А) в присутствии по меньшей мере одного сополимера этилена со сложным виниловым эфиром (В), причем: мономеры (А) содержат по меньшей мере 70% масс.

Изобретение относится к способу получения сверхвысокомолекулярных полиальфаолефинов. Смесь катализатора Циглера-Натта на носителе без внутреннего донора и сокатализатора контактирует с альфа-олефиновым мономером с получением полимеризационной смеси.

Настоящее изобретение обеспечивает способ улучшения качества тяжелой углеводородной смеси, содержащий: (1) разделение указанной тяжелой углеводородной смеси по меньшей мере на первую часть и вторую часть, причем указанная первая часть содержит 10-45 мас.% тяжелой углеводородной смеси, а указанная вторая часть содержит 90-55 мас.% тяжелой углеводородной смеси; (2) термическое улучшение указанной первой части тяжелой углеводородной смеси в апгрейдере для получения более легкой углеводородной смеси; (3) смешивание указанной более легкой углеводородной смеси с тяжелой углеводородной смесью для получения улучшенной углеводородной смеси, при этом на входе в указанный апгрейдер состав указанной первой части тяжелой углеводородной смеси идентичен составу указанной второй части тяжелой углеводородной смеси, а полученную путем улучшения более легкую углеводородную смесь не подвергают разделению перед смешиванием с указанной второй частью тяжелой углеводородной смеси.

Изобретение относится к способу подготовки высоковязкой нефти для перекачки по трубопроводу, который может быть использован в нефтедобывающей промышленности. Способ включает термообработку нефти путем нагрева в теплообменниках и печи термокрекинга, последующее разделение продуктов термокрекинга на газопарожидкостную и жидкую фазы в испарителе, применение последней в качестве теплоносителя в теплообменниках с последующим разделением охлажденной жидкой фазы на две части, одну из которых подают на закалочное охлаждение продуктов термокрекинга перед подачей в испаритель, а другую после доохлаждения используют в качестве компонента нефти, закачиваемой в трубопровод, последующее разделение газопарожидкостной фазы продуктов термокрекинга в газосепараторе на углеводородный газ, используемый в качестве топлива печи термокрекинга, и дистиллят.

Изобретение относится к неводной суспензии агента снижения гидродинамического сопротивления течению углеводородных жидкостей, которая может быть использована в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов при перекачке их в турбулентном режиме течения.

Настоящее изобретение относится к противотурбулентной присадке суспензионного типа на основе высших α-олефинов, отличающееся тем, что она представляет собой коллоидный раствор, который дополнительно содержит технический углерод, пальмитат калия и октанол при следующем соотношении компонентов, % масс.: поли-α-олефин 30-35; технический углерод 1-2; пальмитат калия 1-2; октанол остальное.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов и может быть использована для увеличения пропускной способности трубопровода, содержащего критические секции участка трубопровода с пониженной несущей способностью до проектного значения.
Изобретение относится к производству противотурбулентных присадок, снижающих гидродинамическое сопротивление в трубопроводах для транспортировки нефти и нефтепродуктов, углеводородного топлива.

Изобретение относится к нефтепроводному оборудованию, а именно к нефтеперекачивающим станциям (НПС) магистральных нефтепроводов, имеющим в своем составе резервуарные парки.

Группа изобретений относится к трубопроводной арматуре и предназначена для транспортировки газа или жидкости. Колено (1; 100) арматуры для транспортировки газа или жидкости имеет ввод (5) с одним впуском (2; 102) и как минимум одним выпуском (3).

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, а именно к эксплуатации нефтепроводов, и предназначено для герметизации технологических трубопроводов с целью предупреждения возникновения опасных концентраций паров нефти.

Изобретение относится к области добычи углеводородных жидкостей. .

Изобретение относится к добыче природного газа из офшорной добывающей установки, подводной или на платформе. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

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).

Изобретение относится к способу извлечения нефтяной фракции из шлама сырой нефти. Способ извлечения нефти из шлама сырой нефти включает : первую стадию смешивания шлама сырой нефти с сырой нефтью таким образом, что доля шлама сырой нефти к сумме шлама сырой нефти и сырой нефти становится равной от 20 до 95 по массе, и затем нагревания и перемешивания данной смеси шлама сырой нефти с сырой нефтью при 40-200°С с получением нагретого и перемешанного вещества шлама сырой нефти и сырой нефти ; вторую стадию центрифугированного разделения нагретого и перемешанного вещества при 40-200°С на легкую жидкость и тяжелую фракцию с получением легкой жидкости; и третью стадию доведения температуры легкой жидкости до равной или большей температуры, чем ее температура плавления, и смешивания данной легкой жидкости, имеющей равную или большую температуру, чем температура плавления, с сырой нефтью в перекачивающем трубопроводе для сырой нефти, где температура сырой нефти равна или выше, чем температура легкой жидкости, или температура сырой нефти меньше, чем температура легкой жидкости, и разница между температурой легкой жидкости и температурой сырой нефти составляет 40°С или меньше. Заявлен вариант способа и сырая нефть, получаемая заявленными способами. Технический результат - уменьшение шламообразования. 4 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил., 7 пр.

Наверх