Способ подготовки осложнённой нефтяной эмульсии и установка для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, а именно к способу и установке подготовки осложненной нефтяной эмульсии, и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле, в частности при разделении на нефть, воду и механические примеси стойкой нефтяной эмульсии, образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах установок подготовки нефти. Способ подготовки осложненной нефтяной эмульсии включает помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти, перекачивание нефтяной эмульсии насосом в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости подачу деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, направление нагретой смеси в наземную емкость, отделение механических примесей, осуществление раздельного отбора нефти с растворителем и воды, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость. До помещения нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость ее отбирают с технологических резервуаров с уровня 4,5 м. До перекачивания нефтяной эмульсии насосом в наземную емкость ее направляют на центрифугирование, отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов, отделяют воду. После подачи деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии на участке от насоса до наземной емкости дополнительно подают теплую пресную воду с температурой 50-80°C, нагревают смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике до температуры 50-60°C. До осуществления раздельного отбора нефти с растворителем и воды отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. При содержании в воде механических примесей до 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на очистные сооружения, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на узел закачки технологической жидкости, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов выше 5000 мг/л воду направляют в поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки. До подачи нефти с растворителем в поток сырой нефти в нее дозируют растворитель нефти и направляют последовательно через фильтр и влагомер. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах осложненной нефтяной эмульсии на нефть, воду и механические примеси, расширении технологических возможностей подготовки осложненной эмульсии, обеспечении непрерывного контролируемого процесса подготовки, обеспечении бесперебойной непрерывной подготовки осложненной нефтяной эмульсии, а также снижении расхода реагентов. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле, в частности при разделении на нефть, воду и механические примеси стойкой нефтяной эмульсии, образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах установок подготовки нефти.

Известен способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев (патент RU № 2256791, МПК E21B 43/34, B01D 17/04, опубл. 20.05.2005 в бюл. № 20), образующихся в резервуарах и отстойных аппаратах установок подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии в резервуар с расходом 0,5-1 м³/ч через слой сточной воды той же нефтяной залежи с минерализацией менее предела насыщения с температурой 20-30°C и толщиной слоя сточной воды 6-8 м. В резервуаре производят отделение нефти и направление на вход установки подготовки нефти.

Известный способ позволяет достаточно успешно выделять механические примеси и соли из нефтяной эмульсии промежуточных слоев, однако эффективность разделения на нефть и воду недостаточно высокая.

Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя (патент RU № 2017792, МПК C01G 33/04, опубл. 15.08.1994), образующегося в процессе добычи и подготовки нефти, согласно которому промежуточный эмульсионный слой перекачивают по замкнутому циклу под слой воды и отстаивают, в процессе перекачки промежуточный эмульсионный слой обрабатывают составом, содержащим неионогенный деэмульгатор на основе блоксополимеров окисей этилена и пропилена, например Separol WF-34, дипроксамин 157-65М, анионоактивный реагент на основе алкилбензолсульфоната натрия, например сульфонол, и растворитель на основе ароматических углеводородов при массовом соотношении компонентов в составе соответственно 1:(1,75-60):(20-25). Известная установка для разрушения промежуточного эмульсионного слоя включает технологический резервуар, дозировочные насосы подачи деэмульгирующего состава, центробежный насос перекачки некондиционной нефти, концевую сепарационную установку.

Известный способ и установка достаточно сложны, включают много стадий, требуют применения сложной и дорогостоящей смеси реагентов, при этом эффективность относительно невысока.

Известен способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды (патент RU № 2386663, МПК C09K 8/52, C01G 33/04, E21B 43/34, опубл. 20.04.2010 в бюл. № 11), включающий подачу в резервуар в сточную воду, имеющую сверху слой стойкой нефтяной эмульсии, вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, в качестве вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, используют газолин, который вводят в сточную воду с расходом 0,1-15 м³/ч при перепаде давлений между линией подачи газолина и давлением в резервуаре от 0,2 до 1,1 МПа с объемной долей подаваемого газолина от 1 до 30 % от объема стойкой нефтяной эмульсии, при этом температуру в резервуаре поддерживают в пределах от 2 до 50 °C, а из резервуара отводят нефть и сточную воду.

Недостатком известного способа является невозможность воздействия на нефтяную эмульсию иначе как по месту ее образования и накопления, что затрудняет контроль за состоянием нефтяной эмульсии и приводит к неполному ее разделению.

Наиболее близким является способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды и установка для его осуществления (патент RU № 2527953, МПК E21B 43/34, B01D 17/04, C01G 33/00, опубл. 10.09.2014 в бюл. № 25). Способ включает помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти в соотношении от 1:100 до 1:1 к объему нефтяной эмульсии, перекачивание эмульсии насосом в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости подачу деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии в дозировке 50-5000 г/т, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, направление нагретой смеси осложненной нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в наземную емкость, отделение механических примесей, осуществление раздельного отбора нефти с растворителем и воды, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость.

Установка обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды включает подводящие и отводящие трубопроводы, подземную накопительную емкость с погружными насосами, уровнемерами, датчиками предельного уровня, блок подачи реагента, теплообменник, наземную емкость, оборудованную теплообменником в виде змеевика, отдельными патрубками для отделения механических примесей, воды и нефти.

Недостатком известного способа и установки является то, что ввиду маленьких объемов емкостей (100 и 200 м³) нефтяную эмульсию приходится направлять на приём установки небольшими порциями. При этом нефтяная эмульсия практически всегда находится в движении, что негативно сказывается на ее разделении (низкая эффективность гравитационного отстоя). К минусам данной установки можно также отнести отсутствие отдельного трубопровода выхода нефтяной эмульсии с наземной емкости. В известной схеме предусмотрен вывод нефти, воды и механических примесей. В результате эмульсия и нефть выходят из наземной емкости по одному трубопроводу, что усложняет работу установки. Существует риск нарушения технологического процесса на установке и увеличения рециркуляции эмульсии, что требует постоянной работы насосов и приводит к росту затрат на электроэнергию. К другим недостаткам можно отнести большой расход реагентов (деэмульгаторов и растворителей парафинов нефти), выход из строя наземного оборудования, а также невысокую эффективность процесса разделения нефти, воды и механических примесей при подготовке стойкой (осложеннной) нефтяной эмульсии.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности разделения образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах осложненной нефтяной эмульсии на нефть, воду и механические примеси, расширение технологических возможностей способа и установки подготовки осложненной нефтяной эмульсии, обеспечение непрерывного контролируемого процесса подготовки, обеспечение бесперебойной непрерывной подготовки осложненной нефтяной эмульсии, а также снижение расхода реагентов.

Технические задачи решаются способом подготовки осложненной нефтяной эмульсии, включающим помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти, перекачивание нефтяной эмульсии насосом в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости подачу деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, направление нагретой смеси в наземную емкость, отделение механических примесей, осуществление раздельного отбора нефти с растворителем и воды, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость.

Новым является то, что до помещения нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость ее отбирают с технологических резервуаров с уровня 4,5 м, до перекачивания нефтяной эмульсии насосом в наземную емкость ее направляют на центрифугирование, отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов, отделяют воду, после подачи деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии на участке от насоса до наземной емкости дополнительно подают теплую пресную воду с температурой 50-80°C, нагревают смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике до температуры 50-60°C, до осуществления раздельного отбора нефти с растворителем и воды отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов, при содержании в воде механических примесей до 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на очистные сооружения, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на узел закачки технологической жидкости, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов выше 5000 мг/л воду направляют в поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки, до подачи нефти с растворителем в поток сырой нефти в нее дозируют растворитель нефти и направляют последовательно через фильтр и влагомер.

Технические задачи также решаются установкой подготовки осложненной нефтяной эмульсии, включающей подводящие и отводящие трубопроводы, подземную накопительную емкость с погружными насосами, уровнемерами, блок подачи реагента, теплообменник, наземную емкость, оборудованную теплообменником в виде змеевика, отдельными патрубками для отделения механических примесей, воды и нефти.

Новым является то, что установка дополнительно содержит технологические резервуары с трубопроводом выхода осложненной нефтяной эмульсии, расположенным на уровне 4,5 м, на участке после подземной накопительной емкости дополнительно содержит центрифугу с трубопроводами для отвода механических примесей в шламонакопитель и воды, на участке до теплообменника установка снабжена диспергатором с подводящим трубопроводом теплой пресной воды в поток нефтяной эмульсии, на участке после наземной емкости установка содержит фильтр и влагомер, при этом наземная емкость дополнительно содержит отдельные патрубки для отделения и направления воды на очистные сооружения, на узел закачки технологической жидкости и в поток нефтяной эмульсии, а также патрубок для вывода неразделившейся нефтяной эмульсии, а трубопровод для отвода нефти с растворителем из наземной емкости до фильтра сообщен с трубопроводом подачи растворителя.

Сущность изобретения

Осложненная нефтяная эмульсия (ОНЭ) - устойчивая эмульсия нефти и воды, стабилизированная механическими примесями, продуктами реакции, применяемыми при различных методах увеличения нефтеотдачи пластов (нефтепродуктами). Такие нефтяные эмульсии представляют собой стойкие нефтяные эмульсии с высоким содержанием механических примесей. Как правило, разрушение таких нефтяных эмульсий малоэффективно или вообще невозможно традиционно применяющимися способами и деэмульгаторами. Существующие технические решения не обеспечивают эффективной подготовки такой осложненной нефтяной эмульсии.

На чертеже представлена схема установки подготовки осложненной нефтяной эмульсии, которая включает технологические резервуары 1, подземную накопительную емкость 2 с погружными насосами 3, центрифугу 4, шламонакопитель 5, блок подачи реагента 6, диспергатор 7, теплообменник 8, наземную емкость 9, фильтр 10, влагомер 11, буферные резервуары 12.

Способ подготовки осложненной нефтяной эмульсии осуществляют следующим образом.

До помещения нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость 2 (см. фиг.) ее отбирают с технологических резервуаров 1 товарного парка по отдельному трубопроводу, при этом внутренней начинкой технологических резервуаров 1 предусмотрен отбор эмульсии с уровня 4,5 м.

ОНЭ через клапан К-1 помещают в подземную накопительную емкость 2 (объемом V=200 м³), где по разности уровня (с помощью градуировочной таблицы) до и после набора емкости определяют количество эмульсии, поступившей на подготовку. В подземной накопительной емкости 2 установлены погружные насосы 3, которые циркулируют ОНЭ внутри узла. Один насос находится в резерве на случай поломки первого. Подземная накопительная емкость 2 оборудована уровнемером, датчиком давления и температуры. Также с подземной накопительной емкости 2 предусмотрен отвод газа в систему газосбора через клапан К-5. В подземную накопительную емкость 2 дозируют растворитель парафинов нефти (далее - растворитель), в качестве которого может быть использован нефтяной дистиллят, газовый конденсат, продукты нефтепереработки и т.д. (производимый на установке комплексной подготовки нефти), который значительно снижает вязкость эмульсии и растворяет часть твёрдых частиц.

До перекачивания нефтяной эмульсии насосом 3 в наземную емкость 9 смесь нефтяной эмульсии с растворителем направляют на центрифугирование в центрифугу 4. Применяют трехфазные разделяющие (сепарирующие) центрифуги производства фирмы Flottweg, например, центрифуги типа Z3E или Z8E или производства фирмы Альфа Лаваль, например центрифуги типа LYNX (со скоростью до 3650 об/мин в зависимости от типа модели и центробежной силой от 300 до 3574 G). Время обработки в центрифуге зависит от качества поступившей осложненной нефтяной эмульсии и длится 0,5-2 ч. Под действием центробежной силы центрифуга 4 позволяет удалить механические примеси из ОНЭ и провести предварительное разделение ее на воду и нефть. Отделяемые в центрифуге 4 механические примеси выводят через трубопровод в шламонакопитель 5. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Отделяют воду.

Отделяемую воду в зависимости от ее состава направляют на очистные сооружения или на узел закачки технологической жидкости. При содержании в воде механических примесей до 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на очистные сооружения, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на узел закачки технологической жидкости, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов выше 5000 мг/л воду направляют в основной поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки.

На выходе из центрифуги 4 в поток перекачиваемой эмульсии с растворителем из блока подачи реагента 6 подают деэмульгатор. После подачи деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии (в смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора) на участке от насоса 3 до наземной емкости 9 через диспергатор 7 и клапан К-6 дополнительно подают теплую пресную воду с температурой 50-80 °C. Применяют диспергаторы производства ООО «НПП БМТ», например диспергаторы типа ГДВ-1, ГДВ-2, ГДВ-3, ГДФ-1. Нагревают смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике 8 до температуры 50-60 °C за счет тепла от горячей воды или водяного пара с котельной установки или за счет подключения передвижной парогенераторной установки (на фиг. не показано).

После теплообменника 8 нагретую до температуры 50-60°C смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора направляют в наземную емкость 9, представляющую собой горизонтальный сепаратор, где предусмотрен змеевик на дне емкости для поддержания температуры нефтяной эмульсии 50-60°C (на чертеже показано условно). Наземная емкость 9 оборудована межфазовым уровнемером, датчиком давления и температуры. Из наземной емкости 9 предусмотрен вывод сточной воды через клапан К-3 на очистные сооружения и на узел закачки технологической жидкости (УЗТЖ), а через клапан К-4 только на узел закачки технологической жидкости. На трубопроводе сброса сточной воды предусмотрен расходомер и анализаторы загрязнения сточной воды. До осуществления раздельного отбора нефти с растворителем и воды отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. В зависимости от этого осуществляют раздельный отбор нефти с растворителем и воды.

При содержании в воде механических примесей до 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на очистные сооружения, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на узел закачки технологической жидкости, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов выше 5000 мг/л воду направляют в основной поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки.

После наземной емкости 9 до подачи нефти с растворителем в поток сырой нефти в нее дозируют растворитель парафинов нефти, затем направляют поток нефти последовательно в фильтр 10 и влагомер 11. Подача растворителя парафинов нефти до фильтра 10 позволяет отмыть трубопровод от отложений парафина. Фильтр 10 позволяет исключить попадание шлама (механических примесей) на влагомер 11. Влагомер 11 позволяет определить содержание воды в нефти, выходящей с наземной емкости 9 без лабораторных анализов. Используют любые известные фильтры и влагомеры, например, фильтры производства ОАО "НЕФТЕМАШ"-САПКОН марки ФСЖ100 и влагомеры производства ЗАО НПП «Нефтесервисприбор» марки ВСН-2-ПП-100-100. Подготовленную нефть в зависимости от допустимого уровня содержания воды направляют с помощью клапана К-2 на прием сырьевых насосов для дальнейшей подготовки по традиционной схеме (при содержании воды не более 5 %) или направляют на повторную подготовку (при содержании воды более 5 %) в подземную емкость 2.

Из наземной емкости 9 предусматривают отбор не разделившейся эмульсии. Не разделившуюся нефтяную эмульсию из наземной емкости 9 через клапан К-7 направляют в буферные резервуары 12, где благодаря силам гравитации нефтяная эмульсия разделяется на нефть, воду и механические примеси, после чего нефть через клапан направляют для дальнейшей подготовки по традиционной схеме. Это позволяет подготовить большие объемы осложненной эмульсии, что позволяет увеличить производительность установки подготовки осложненной эмульсии, так как можно прокачивать один цикл нефтяной эмульсии до полного ее разделения. С буферных резервуаров 12 нефть можно направить с помощью клапана К-2 на прием сырьевых насосов или вернуть на установку подготовки осложненной нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость 2.

Преимуществом данного способа подготовки осложнённой эмульсии является его вариативность, так как на установке подготовки осложненной нефтяной эмульсии можно применить различные методы разрушения эмульсии в комплексе.

Установка подготовки осложненной нефтяной эмульсии включает отводящие и подводящие трубопроводы (на чертеже показано условно), технологические резервуары 1 с трубопроводом выхода осложненной нефтяной эмульсии, расположенным на уровне 4,5 м, подземную накопительную емкость 2 с погружными насосами 3, уровнемерами, центрифугу 4, шламонакопитель 5, блок подачи реагента 6, диспергатор 7, теплообменник 8, наземную емкость 9, оборудованную теплообменником в виде змеевика, отдельными патрубками для отделения механических примесей, воды и нефти, не разделившейся эмульсии, фильтр 10, влагомер 11, буферные резервуары 12.

Установка подготовки осложненной нефтяной эмульсии работает следующим образом.

ОНЭ отбирают с технологических резервуаров 1 товарного парка по отдельному трубопроводу осложненной эмульсии, расположенному на уровне 4,5 м. Далее ОНЭ через клапан К-1 помещают в подземную накопительную емкость 2, и после набора емкости 2 определяют количество эмульсии, поступившей на подготовку. Подземная накопительная емкость 2 оборудована погружными насосами 3, датчиками давления, уровня и температуры. С подземной накопительной емкости 2 предусмотрен отвод газа в систему газосбора через клапан К-5. В подземную накопительную емкость 2 дозируют растворитель парафинов нефти. На участке после подземной накопительной емкости 2 установка дополнительно содержит центрифугу 4 с трубопроводами для отвода механических примесей в шламонакопитель 5 и воды.

Смесь нефтяной эмульсии с растворителем направляют в центрифугу 4. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Отделяют воду.

Отделяемую воду в зависимости от ее состава направляют на очистные сооружения или на узел закачки технологической жидкости. При содержании в воде механических примесей до 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на очистные сооружения, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на узел закачки технологической жидкости, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов выше 5000 мг/л воду направляют в основной поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки. На выходе из центрифуги 4 в поток перекачиваемой эмульсии с растворителем из блока подачи реагента 6 подают деэмульгатор. На участке до теплообменника 8 установка снабжена диспергатором 7 с подводящим трубопроводом теплой пресной воды с температурой 50-80°C в поток нефтяной эмульсии. Далее направляют смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменник 8 и нагревают до температуры 50-60°C. После теплообменника 8 нагретую до температуры 50-60°C смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора направляют в наземную емкость 9, представляющую собой горизонтальный сепаратор, где предусмотрен змеевик на дне емкости для поддержания температуры нефтяной эмульсии 50-60°C. Наземная емкость 9 оборудована межфазовым уровнемером, датчиками давления и температуры, а также содержит отдельные патрубки для отделения механических примесей, нефти и для отделения и направления воды на очистные сооружения, на узел закачки технологической жидкости и в поток нефтяной эмульсии. До осуществления раздельного отбора нефти с растворителем и воды отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. В зависимости от этого осуществляют раздельный отбор нефти с растворителем и воды. При содержании в воде механических примесей до 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду через трубопровод отвода сточной воды направляют на очистные сооружения, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на узел закачки технологической жидкости, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов выше 5000 мг/л воду направляют в основной поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки. На трубопроводе сброса сточной воды предусмотрен расходомер и анализаторы загрязнения сточной воды.

Не разделившуюся нефтяную эмульсию через клапан К-7 направляют в буферные резервуары 12, где благодаря силам гравитации нефтяная эмульсия разделяется на нефть, воду и механические примеси, после чего нефть через клапан К-2 направляют для дальнейшей подготовки по традиционной схеме.

На участке после наземной емкости 9 установка содержит фильтр 10 и влагомер 11. Трубопровод для отвода нефти из наземной емкости 9 сообщен с трубопроводом подачи растворителя, таким образом в поток нефти дозируют растворитель парафинов нефти. Далее поток нефти последовательно направляют в фильтр 10 и влагомер 11. Влагомер 11 позволяет определить содержание воды в нефти, выходящей с наземной емкости 9 без лабораторных анализов.

Подготовленную нефть в зависимости от допустимого уровня содержания воды направляют с помощью клапана К-2 на прием сырьевых насосов для дальнейшей подготовки по традиционной схеме (при содержании воды не более 5 %) или направляют на повторную подготовку (при содержании воды более 5 %) в подземную емкость 1.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1

Отбирают ОНЭ в объеме 140 м³ с технологических резервуаров 1 с уровня 4,5 м, далее через клапан К-1 ОНЭ поступает в подземную емкость 2. В подземную емкость 2 дозируют растворитель парафинов нефти в соотношении 1:50 к объему ОНЭ. Далее насосом 3 ОНЭ с растворителем перекачивают в центрифугу 4 типа Z3E, где происходит предварительное разделение ОНЭ на нефть, воду и механические примеси в течение 2 ч. Механические примеси выводят через шламонакопитель 5. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Содержание в воде механических примесей - 185 мг/л и нефтепродуктов - 5800 мг/л, воду направляют в поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки. После центрифуги 4 в ОНЭ подают деэмульгатор в дозировке 45 г/т. В смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора через диспергатор 7 типа ГДВ-1 и клапан К-6 подают теплую пресную воду с температурой 50°C в соотношении 1:100 к объему ОНЭ. Нагревают смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике 8 до температуры 50°C за счет тепла от горячей воды котельной установки.

После теплообменника 8 нагретую смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора направляют в наземную емкость 9. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Содержание в воде механических примесей - 85 мг/л и нефтепродуктов - 3200 мг/л, воду направляют на очистные сооружения. Отделившаяся в наземной емкости 9 нефть выводится по отдельному трубопроводу с верха наземной емкости 9. После наземной емкости 9 в поток нефти добавляют растворитель парафинов нефти в соотношении 1:50 к объему нефти.

Нефть направляют из наземной емкости 9 последовательно в фильтр 10 и влагомер 11. Содержание воды в нефти - 3 %, направляют нефть с помощью клапана К-2 на прием сырьевых насосов для дальнейшей подготовки по традиционной схеме.

Пример 2

Отбирают ОНЭ в объеме 140 м³ с технологических резервуаров 1 с уровня 4,5 м, далее через клапан К-1 ОНЭ поступает в подземную емкость 2. В подземную емкость 2 дозируют растворитель нефти в соотношении 1:5 к объему ОНЭ. Далее насосом 3 ОНЭ с растворителем перекачивают в центрифугу 4 типа LYNX, где происходит предварительное разделение ОНЭ на нефть, воду и механические примеси в течение 0,5 ч. Механические примеси выводят через шламонакопитель 5. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Содержание в воде механических примесей - 65 мг/л и нефтепродуктов - 2900 мг/л, воду направляют на очистные сооружения. После центрифуги 4 в ОНЭ подают деэмульгатор в дозировке 75 г/т. В смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора через диспергатор 7 типа ГДВ-2 и клапан К-6 подают теплую пресную воду с температурой 65°C в соотношении 1:90 к объему ОНЭ. Нагревают смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике 8 до температуры 55°C за счет тепла от горячей воды котельной установки. После теплообменника 8 нагретую смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора направляют в наземную емкость 9. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Содержание в воде механических примесей - 135 мг/л и нефтепродуктов - 2500 мг/л, воду направляют на узел закачки технологической жидкости.

Отделившаяся в наземной емкости 9 нефть выводится по отдельному трубопроводу с верха наземной емкости 9. После наземной емкости 9 в поток нефти добавляют растворитель парафинов нефти в соотношении 1:100 к объему нефти.

Нефть направляют из наземной емкости 9 последовательно в фильтр 10 и влагомер 11. Содержание воды в нефти составляет 4 %, нефть через клапан К-2 направляют на прием сырьевых насосов для дальнейшей подготовки по традиционной схеме.

Пример 3

Отбирают ОНЭ в объеме 140 м³ с технологических резервуаров 1 с уровня 4,5 м, далее через клапан К-1 ОНЭ поступает в подземную емкость 2. В подземную емкость 2 дозируют растворитель нефти в соотношении 1:25 к объему ОНЭ. Далее насосом 3 ОНЭ с растворителем перекачивают в центрифугу 4 типа Z8E, где происходит предварительное разделение ОНЭ на нефть, воду и механические примеси в течение 1 ч. Механические примеси выводят через шламонакопитель 5. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Содержание в воде механических примесей - 180 мг/л и нефтепродуктов - 4700 мг/л, воду направляют на узел закачки технологической жидкости. После центрифуги 4 в ОНЭ подают деэмульгатор в дозировке 200 г/т. В смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора через диспергатор 7 типа ГДВ-3 и клапан К-6 подают теплую пресную воду с температурой 80°C в соотношении 1:50 к объему ОНЭ. Нагревают смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике 8 до температуры 60°C за счет тепла от горячей воды котельной установки. После теплообменника 8 нагретую смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора направляют в наземную емкость 9. Отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов. Содержание в воде механических примесей - 154 мг/л и нефтепродуктов - 6200 мг/л, воду направляют в поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки.

Отделившаяся в наземной емкости 9 нефть выводится по отдельному трубопроводу с верха наземной емкости 9. После наземной емкости 9 в поток нефти добавляют растворитель парафинов нефти в соотношении 1:100 к объему нефти.

Нефть направляют из наземной емкости 9 последовательно в фильтр 10 и влагомер 11. Содержание воды в нефти составляет 2,5 %, нефть через клапан К-2 направляют на прием сырьевых насосов для дальнейшей подготовки по традиционной схеме.

Часть не разделившейся ОНЭ, выводят из наземной емкости 9 через клапан К-7 в буферные резервуары 12. Где за счет гравитационного отстоя происходит разделение ОНЭ на нефть и воду. Отбирают пробы нефти. Содержание воды составляет 1,2 %, нефть через клапан К-2 направляют на прием сырьевых насосов для дальнейшей подготовки по традиционной схеме.

Применение предлагаемого способа и установки позволяет повысить эффективность разделения образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах осложненной нефтяной эмульсии на нефть, воду и механические примеси, расширить технологические возможности подготовки осложненной эмульсии, обеспечить непрерывный контролируемый процесс подготовки, обеспечить бесперебойную непрерывную подготовку осложненной нефтяной эмульсии, а также снизить расход реагентов.

1. Способ подготовки осложненной нефтяной эмульсии, включающий помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти, перекачивание нефтяной эмульсии насосом в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости подачу деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, направление нагретой смеси в наземную емкость, отделение механических примесей, осуществление раздельного отбора нефти с растворителем и воды, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость, отличающийся тем, что до помещения нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость ее отбирают с технологических резервуаров с уровня 4,5 м, до перекачивания нефтяной эмульсии насосом в наземную емкость ее направляют на центрифугирование, отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов, отделяют воду, после подачи деэмульгатора в поток нефтяной эмульсии на участке от насоса до наземной емкости дополнительно подают теплую пресную воду с температурой 50-80°C, нагревают смесь нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике до температуры 50-60°C, до осуществления раздельного отбора нефти с растворителем и воды отбирают пробы на содержание в воде механических примесей и нефтепродуктов, при содержании в воде механических примесей до 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на очистные сооружения, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов до 5000 мг/л воду направляют на узел закачки технологической жидкости, при содержании в воде механических примесей выше 100 мг/л и нефтепродуктов выше 5000 мг/л воду направляют в поток нефтяной эмульсии для дальнейшей подготовки, до подачи нефти с растворителем в поток сырой нефти в нее дозируют растворитель нефти и направляют последовательно через фильтр и влагомер.

2. Установка подготовки осложненной нефтяной эмульсии, включающая подводящие и отводящие трубопроводы, подземную накопительную емкость с погружными насосами, уровнемерами, блок подачи реагента, теплообменник, наземную емкость, оборудованную теплообменником в виде змеевика, отдельными патрубками для отделения механических примесей, воды и нефти, отличающаяся тем, что установка дополнительно содержит технологические резервуары с трубопроводом выхода осложненной нефтяной эмульсии, расположенным на уровне 4,5 м, на участке после подземной накопительной емкости дополнительно содержит центрифугу с трубопроводами для отвода механических примесей в шламонакопитель и воды, на участке до теплообменника установка снабжена диспергатором с подводящим трубопроводом теплой пресной воды в поток нефтяной эмульсии, на участке после наземной емкости установка содержит фильтр и влагомер, при этом наземная емкость дополнительно содержит отдельные патрубки для отделения и направления воды на очистные сооружения, на узел закачки технологической жидкости и в поток нефтяной эмульсии, а также патрубок для вывода не разделившейся нефтяной эмульсии, а трубопровод для отвода нефти с растворителем из наземной емкости до фильтра сообщен с трубопроводом подачи растворителя.