Способ обезвоживания и обессоливания нефти

Авторы патента:

C10G33/00 - Обезвоживание или деэмульсация углеводородных масел (перегонкой C10G 7/04)

Владельцы патента RU 2788491:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обезвоживания и обессоливания нефти, и может найти применение при комплексной подготовке нефти в промысловых условиях и на нефтеперерабатывающих предприятиях. Предложен способ обезвоживания и обессоливания нефти, который включает смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании. Процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4-0,6 м/с. При этом время обработки составляет 10-20 с, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02-0,06 м/с при времени обработки 125-200 с. Таким образом предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени. 5 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам обезвоживания и обессоливания нефти и может найти применение при комплексной подготовке нефти в промысловых условиях и на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти (патент RU № 2074231, МПК С10G 33/00, В01D 17/04, опубл. 27.02.1997 г.) на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Нефть подвергают гидродинамическому возмущению, пропуская ее через каналы, выполненные из гидрофобного материала, разделяя ее при этом порциями воды на чередующих вдоль каналов слои путем периодического добавления в начальный участок каналов порцию воды, и далее отстаивают.

Известный способ отличается сложностью в аппаратурном исполнении и недостаточно эффективен для обессоливания нефти. Низкая эффективность, в части обессоливания нефти, обусловлена тем, что отсутствует эффективное перемешивание пресной воды и нефти, необходимое для процесса обессоливания. Предполагается, что эмульгированная дисперсная водная фаза «выносится» из объема нефтяной эмульсии на поверхность раздела фаз «эмульсия - вода» под воздействием образующихся циркуляционных токов в эмульсии при движении по вертикальным гидрофобным каналам чередующихся слоев «вода - эмульсия». Кроме того, требуется большое количество пресной (водопроводной) воды для обеспечения образования чередующихся слоев «вода - эмульсия». А дальнейший совместный транспорт такого количества жидкости до отстойников не исключает повторного эмульгирования воды в нефти.

Также известен способ обезвоживания нефти (патент RU № 2439314, МПК Е21В 43/34, B01D 17/04, опубл.10.01.2012 г.), включающий диспергирование воды в нефтяной эмульсии, причем в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1 % при температуре 5-50 °С, диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора, при диспергировании воду в объеме 2-15 % от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 45±5° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды.

Известный способ предполагает осуществление процесса обезвоживания в ламинарном режиме движения в трубопроводе, что, несмотря на наличие диспергирующего устройства, неблагоприятно для процессов диспергирования пресной воды и дальнейшей коалесценции капель эмульгированной воды, при этом отсутствует устройство для укрупнения капель воды.

Наиболее близким является способ обезвоживания и обессоливания нефти (Уразов И.И., Губайдулин Ф.Р., Судыкин С.Н., Мухаметгалеев Р.Р. / Разработка и внедрение интенсифицирующих устройств для подготовки высоковязкой нефти в ПАО "Татнефть" / Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - № 7. - С. -36-38), включающий смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме со скоростью движения водонефтяной эмульсии не менее 0,5 м/с, направление смеси в коалесцентор со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,05 м/с для укрупнения капель воды и последующее отделение в отстойном оборудовании.

Недостатком является сложность выдерживания строго определенной скорости движения эмульсии в смесителе и коалесценторе, которая связана с неравномерностью поступления обезвоженной нефти, тем самым требуя дополнительный контроль. Также не представлена информация по необходимому времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе и коалесценторе.

Технической задачей является эффективное осуществление обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени.

Технические задачи решаются способом обезвоживания и обессоливания нефти, включающим смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании.

Новым является то, что процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4-0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10-20 сек, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02-0,06 м/с при времени обработки 125-200 сек.

Способ обезвоживания и обессоливания нефти осуществляют следующим образом.

Продукция скважин после отделения попутного нефтяного газа направляется на ступень отделения пластовой воды. Отделившуюся пластовую воду направляют на очистные сооружения и далее для закачки в систему поддержания пластового давления. Предварительно обезвоженную нефть со ступени предварительного сброса воды через блок подогрева нефти направляют на ступень горячего обезвоживания. После глубокого обезвоживания нефть направляют на ступень обессоливания, где перед ступенью обессоливания после точки подачи пресной воды располагают блок интенсифицирующих устройств - смеситель и коалесцентор.

В смесителе осуществляется эффективное диспергирование пресной промывочной воды в нефти, в коалесценторе происходит столкновение капель воды друг с другом, их слияние и укрупнение. Далее в дегидраторе ступени обессоливания под действием сил гравитации происходит быстрое осаждение воды в нижнюю часть аппарата. Таким образом, ускоряется процесс отделения воды из нефти и снижается время необходимое для отстоя нефтяной эмульсии в дегидраторе.

Смеситель представляет собой трубное устройство расчетного диаметра и длины, заполненное насадками (например, кольцами Палля), закрепленными во фланцевом соединении смесителя, для предотвращения уноса насадок потоком жидкости используются перегородки из просечно-вытяжного листа или металлической сетки.

Смешивают обезвоженную нефть и пресную воду в объеме 1-10 % от объема подготавливаемой нефти в смесителе в турбулентном режиме. Водонефтяная эмульсия движется в смесителе со скоростью 0,4-0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10 - 20 сек. Режим течения потока жидкости по трубопроводу смесителя - турбулентный, т.е. течение, при котором жидкость перемещается перемешиваясь, происходит эффективное смешение пресной воды с обезвоженной нефтью.

Далее поток водонефтяной эмульсии поступает в коалесцентор. Коалесцентор представляет собой трубное устройство расчетного диаметра и длины, заполненное насадками (например, кольцами Палля). При движении водонефтяной эмульсии в коалесценторе происходит столкновение мелкодиспергированных капель воды друг с другом на поверхности колец Палля, их слияние и укрупнение. Скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе составляет 0,02-0,06 м/с, а время обработки - 125-200 сек. Далее осуществляют отделение воды из нефти в дегидраторе ступени обессоливания.

В таблице 1 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти при применении блока интенсифицирующих устройств - смесителя и коалесцентора в зависимости от изменения объема подачи пресной воды в диапазоне 1-10 %.

Таблица 1
Наименование показателя	Значение показателя
1. Объем пресной воды, %	1	2	3	5	10
2. Массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания, мг/л	252	118	86	64	42
3. Массовая доля воды в нефти после дегидратора ступени обессоливания, %	0,11	0,19	0,25	0,33	0,45

Из таблицы 1 видно, что при подаче пресной воды в объеме от 1 до 10 % перед блоком интенсифицирующих устройств массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 42 до 252 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,11 до 0,45 %.

В таблице 2 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе. Результаты представлены при объеме пресной воды - 3 %.

Таблица 2
Наименование показателя	Значение показателя
1. Объем пресной воды, %	3
2. Скорость движения эмульсии в смесителе, м/с	0,3	0,4	0,5	0,6
3. Массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания, мг/л	109	96	95	99
4. Массовая доля воды в нефти после дегидратора ступени обессоливания, %	0,31	0,3	0,32	0,34

Из таблицы 2 видно, что при изменении скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе в пределах от 0,3 до 0,6 м/с массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 95 до 109 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,3 до 0,34 %. При этом оптимальным диапазоном скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе является интервал 0,4-0,6 м/с, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л, что в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 отвечает требованиям 1 группы качества товарной нефти.

В таблице 3 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе. Результаты представлены при скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе - 0,5 м/с и объеме пресной воды - 3 %.

Таблица 3
Наименование показателя	Значение показателя
1. Объем пресной воды, %	3
2. Скорость движения эмульсии в смесителе, м/с	0,5
3. Время обработки эмульсии в смесителе, сек	5	10	15	20
4. Массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания, мг/л	108	95	94	93
5. Массовая доля воды в нефти после дегидратора ступени обессоливания, %	0,36	0,32	0,32	0,31

Из таблицы 3 видно, что при изменении времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе от 5 до 20 сек массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 93 до 108 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,31 до 0,36 %. При этом оптимальным диапазоном времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе является интервал 10-20 сек, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л.

В таблице 4 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе. Результаты представлены при объеме пресной воды - 3 %.

Таблица 4
Наименование показателя	Значение показателя
1. Объем пресной воды, %	3
2. Скорость движения эмульсии в коалесценторе, м/с	0,01	0,02	0,04	0,06
3. Массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания, мг/л	96	96	99	100
4. Массовая доля воды в нефти после дегидратора ступени обессоливания, %	0,29	0,29	0,3	0,3

При изменении скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе от 0,01 до 0,06 м/с массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 96 до 100 мг/л (см. таблицу 4), массовая доля воды в нефти - от 0,29 до 0,3 %. При этом оптимальным диапазоном скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе является интервал 0,02-0,06 м/с, т.к. снижение скорости до 0,01 м/с никак не влияет на качество подготовленной нефти.

В таблице 5 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе. Результаты представлены при скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе - 0,04 м/с и объеме пресной воды - 3 %.

При изменении времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе от 50 до 200 сек (см. таблицу 5) массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 94 до 107 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,28 до 0,34 %. При этом оптимальным диапазоном времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе является интервал 125-200 сек, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л.

Таблица 5
Наименование показателя	Значение показателя
1. Объем пресной воды, %	3
2. Скорость движения эмульсии в коалесценторе, м/с	0,5
3. Время обработки эмульсии в коалесценторе, сек	50	125	150	200
4. Массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания, мг/л	107	99	98	94
5. Массовая доля воды в нефти после дегидратора ступени обессоливания, %	0,34	0,3	0,3	0,28

Таким образом предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени.

Способ обезвоживания и обессоливания нефти, включающий смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании, отличающийся тем, что процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4–0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10–20 с, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02–0,06 м/с при времени обработки 125–200 с.

Изобретение относится к транспорту высоковязкой нефти и может быть использовано для подготовки высоковязкой парафинистой нефти к трубопроводному транспорту в нефтяной промышленности. Предложена установка термической доподготовки высоковязкой парафинистой нефти, включающая систему охлаждения и стабилизации, фракционирующую колонну с линиями вывода паров и остаточной фракции, соединенную линией подачи паров термолиза с блоком термолиза, оснащенным линией подачи циркулирующего остатка термолиза, и печь, причем система охлаждения и стабилизации состоит из холодильника-конденсатора и дефлегматора, установленных на линии вывода паров фракционирования, оснащенных линиями вывода тяжелой и легкой фракций соответственно, причем линия вывода легкой фракции соединена с линией вывода остаточной фракции, а блок термолиза оснащен линиями подачи циркулирующего остатка термолиза в линию вывода остаточной фракции и балансового остатка термолиза в линию вывода паров фракционирования и включает последовательно соединенные линиями подачи остатков сепаратор и испаритель высокого давления, испаритель и сепаратор низкого давления, при этом линия вывода паров из сепаратора высокого давления соединена с линией подачи остатка из испарителя высокого давления, линия вывода паров из испарителя низкого давления соединена с линией подачи паров термолиза из испарителя высокого давления, на которой расположен эжектор, соединенный с сепаратором низкого давления линией подачи паров.

Удаление загрязняющих веществ из сырой нефти // 2761458

Изобретение относится к способу удаления загрязняющих веществ при деминерализации углеводородной текучей среды, предусматривающему: (a) смешивание углеводородной текучей среды и промывочной воды, причем углеводородная текучая среда содержит основное загрязняющее вещество, выбранное из аммиака, органического амина, соли и их комбинаций, исследуемую кислоту, выбранную из хлористоводородной кислоты, уксусной кислоты, гликолевой кислоты, лимонной кислоты, яблочной кислоты, малеиновой кислоты, сероводорода, диоксида углерода и их смесей, или и то и другое; (b) отделение промытой углеводородной текучей среды путем формирования неводной фазы, содержащей промытую углеводородную текучую среду, и водной фазы; (c) удаление водной фазы и (d) установление корреляционного соотношения - в системе, которую составляют основное загрязняющее вещество, неводная фаза, содержащая углеводородную текучую среду, и водная фаза, - между уровнем выделения основного загрязняющего вещества в водную фазу и значением рН водной фазы и установление корреляционного соотношения - в системе, которую составляют исследуемая кислота, неводная фаза, содержащая углеводородную текучую среду, и водная фаза, - между уровнем выделения исследуемой кислоты в водную фазу и значением рН водной фазы; причем уровни выделения основного загрязняющего вещества и исследуемой кислоты, а также рН водной фазы получают в условиях, представляющих собой условия, используемые в процессе выделения, где основное загрязняющее вещество удаляют из углеводородной текучей среды.

Промывочное и обессоливающее устройство, способ промывки и обессоливания, система обессоливания и обезвоживания и способ обессоливания и обезвоживания // 2755703

Изобретение относится к нефтехимической промышленности. Описано промывочное и обессоливающее устройство, содержащее: первую оболочку, которая содержит первую приемную полость и снабжена входом для жидкости и выходом для жидкости, которые сообщаются с первой приемной полостью, и нити, обеспеченные в первой приемной полости, где направление по длине каждой из нитей соответствует направлению по длине первой приемной полости, при этом плотность заполнения нитями составляет 1-9%.

Установка по глубокой переработке нефтешламов и обводнённого мазута // 2733370

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано для переработки нефтешламов и обводнённого мазута. Устройство для обезвоживания нефтешламов и обводнённого мазута содержит нагреваемые емкости для приёма и хранения сырья, ёмкость для сбора подтоварной воды, реактор, насос для подачи сырья в реактор, нагревательный элемент, размещенный в реакторе и состоящий из трёх змеевиков с разными диаметрами, вертикально установленных на всю высоту заполнения обводненным сырьём рабочей зоны реактора, воздушный и водяной холодильники для охлаждения пара, ёмкость для приёма воды и вакуумный насос для создания разрежения, расположенный после емкости для приема воды.

Способ получения мазута из пропарочно-промывочных смесей нефтепродуктов // 2732242

Изобретение относится способам получения мазута из пропарочно-промывочных смесей (П-ПС) нефтепродуктов (нефтешламов), образующихся при промывке внутренних поверхностей резервуаров. Изобретение касается способа получения мазута, включающего неоднократный нагрев нефтешлама теплоносителем в ёмкости с технологическим отверстием в верхней части для испарения, отстаивание после каждого нагрева, слив отделившейся воды, при этом процесс осуществляют до достижения заданной величины остаточной обводненности.

Мобильная установка переработки эмульсионных промежуточных слоев продукции скважин // 2721518

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на установках промысловой подготовки нефти (УППН) при переработке стойкого эмульсионного промежуточного слоя для подготовки товарной нефти и пластовой воды до требуемой группы качества. Мобильная установка выполнена в виде отдельных блоков-контейнеров с возможностью их перемещения.

Установка комплексной подготовки углеводородного конденсата // 2696983

Изобретение относится к установке подготовки углеводородного конденсата, может быть использовано в отраслях промышленности на объектах подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья. Установка комплексной подготовки углеводородного конденсата включает трубопровод подачи углеводородного конденсата, соединенный с блоком промывки, имеющим выход углеводородного конденсата, вход и выход воды и обеспечивающим очистку углеводородного конденсата от механических и водорастворимых примесей, метанола, солей щелочных и щелочно-земельных металлов, поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, блок осушки углеводородного конденсата с выходом осушенного углеводородного конденсата и трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, связывающие аппараты установки, выход углеводородного конденсата с блока промывки соединен с блоком осушки углеводородного конденсата, а выход осушенного углеводородного конденсата соединен с установленным блоком выделения тяжелых углеводородов, снабженным выходом углеводородного конденсата.

Способ обработки нефтеводяной эмульсии импульсным магнитным полем и устройство для его осуществления // 2696282

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче и подготовке нефти. Описан способ обработки нефтеводяной эмульсии импульсным магнитным полем, включающим обработку нефтеводяной эмульсии импульсным магнитным полем, причем импульсное магнитное поле создается импульсными соленоидами при частоте тока от 0,1 до 50 Гц с количеством колебаний не менее 3-х за импульс, при этом нефтеводяная эмульсия вводится в устройство ниже импульсных соленоидов.

Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти // 2672263

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).

Установка подготовки высоковязкой парафинистой нефти к транспорту (варианты) // 2654691

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

Деэмульгирующая аддитивная композиция, способ ее применения и способ деэмульгирования // 2781485

Изобретение относится к деэмульгирующим композициям и их использованию. Описана деэмульгирующая аддитивная композиция для деэмульгирования эмульсий воды в масле, причем композиция содержит: (a) первый компонент, который представляет собой по меньшей мере один деэмульгатор, содержащий оксиалкилированный алкилфенолформальдегидный полимер или сополимер, или смолу, или оксиалкилированный продукт конденсации по меньшей мере одного алкилфенола и формальдегида; и (b) второй компонент, выбранный из группы, которую составляют глиоксаль, этиленгликольное производное глиоксаля, нейтрализованный глиоксальи их смесь; и (c) третий компонент, который представляет собой фосфорную кислоту; в которой нейтрализованный глиоксаль представляет собой глиоксаль, имеющий нейтральное или основное значение рН; в которой деэмульгатор выбран из группы, состоящей из оксиалкилированных продуктов конденсации следующих веществ: (1) оксиалкилированные продукты конденсации следующих веществ: i) нонилфенол, амилфенол и формальдегид; ii) нонилфенол, бутилфенол и формальдегид; iii) нонилфенол и формальдегид; iv) амилфенол и формальдегид; v) бутилфенол и формальдегид; vi) алкилфенол и формальдегид; и vii) их смесь; (2) оксиалкилированные продукты конденсации следующих веществ: i) карданол, нонилфенол, амилфенол и формальдегид; ii) карданол, нонилфенол, бутилфенол и формальдегид; iii) карданол, нонилфенол и формальдегид; iv) карданол, амилфенол и формальдегид; v) карданол, бутилфенол и формальдегид; vi) карданол, алкилфенол и формальдегид; и vii) их смесь.