Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ СЛОЕВ ЕМКОСТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ВОДЫ

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

Известен способ деэмульсации ловушечных нефтей путем обработки растворителями, например нестабильным бензином, в количестве 6-10% с последующим интенсивным механическим перемешиванием и отстаиванием в течение 2 ч.

Известен способ деэмульсации ловушечных нефтяных эмульсий, заключающийся в том, что ловушечные нефтяные эмульсии смешивают с легким углеводородом, например газойлем, в присутствии деэмульгатора водного раствора соды. Затем смесь нагревают до 100-150°C и подвергают обработке в три ступени: предварительный отстой, фильтрация, где отделяются механические примеси, и окончательный отстой в резервуаре.

Недостатками известных способов являются невысокая эффективность процесса разделения нефти, воды и механических примесей и практически неприменимость для разделения стойкой нефтяной эмульсии.

Для обработки стойких нефтяных эмульсий наиболее просты и универсальны технологии с использованием слоя воды, над которым накоплена стойкая нефтяная эмульсия.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефтяной эмульсии промежуточного нефтяного слоя, образующегося 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 (патент РФ №2256791, опублик. 2005.07.20).

Известный способ позволяет достаточно успешно выделять механические примеси и соли из нефтяной эмульсии промежуточных слоев, однако само разделение на нефть и воду недостаточно эффективно.

Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе добычи и подготовки нефти, согласно которому объем промежуточного эмульсионного слоя перекачивают по замкнутому циклу под слой воды и отстаивают, в процессе перекачки промежуточный эмульсионный слой обрабатывают составом, содержащим неионогенный деэмульгатор на основе блок-сополимеров 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 (патент РФ №2017792, опублик. 1994.08.15).

Известный способ сложен, многостадиен, требует применения сложной и дорогостоящей смеси реагентов, его эффективность относительно невысока.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ очистки сточной воды от эмульгированной нефти, нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц, который заключается в подаче сточной воды в отстойник. При входе сточной воды в отстойник в нее подают через диспергатор при давлении в диспергаторе не более 0,1 МПа сырой углеводородный газ с расходом 3-15 м³/ч в количестве 2-10% от объема подаваемой на очистку сточной воды, поток сточной воды с газом вводят в среднюю часть отстойника, заполненного очищаемой сточной водой с температурой 10-30°C, на высоту 4-8 м. Из отстойника отводят нефть, газ, газолин и очищенную сточную воду (патент РФ №2297979, опублик. 2007.04.27 - прототип).

Использование газа вызывает технологические трудности и повышает пожароопасность процесса, а эффективность разделения стойкой нефтяной эмульсии среднего слоя оказывается невысокой.

В изобретении решается задача повышения эффективности разделения образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти стойкой нефтяной эмульсии на нефть, воду и механические примеси.

Задача решается тем, что в способе обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды, включающем подачу в резервуар в сточную воду, имеющую сверху слой стойкой нефтяной эмульсии, вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, согласно изобретению 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.

Сущность изобретения

Во время процесса обезвоживания нефти производят сброс отделившейся воды в резервуары или отстойные аппараты для ее очистки. Сбрасываемая сточная вода содержит нефтепродукты и механические примеси. Это приводит к накоплению в резервуарах или отстойных аппаратах для очистки сточной воды стойкой нефтяной эмульсии, стабилизированной механическими примесями. Такие нефтяные эмульсии представляют собой высокостойкие водонефтяные эмульсии с высоким содержанием механических примесей. Как правило, разрушение таких нефтяных эмульсий мало эффективно или вообще невозможно традиционно применяющимися способами и деэмульгаторами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти стойкой нефтяной эмульсии на нефть, воду и механические примеси. Задача решается следующим образом.

В резервуар в сточную воду, имеющую сверху слой стойкой нефтяной эмульсии, т.е. под слой накопленной стойкой нефтяной эмульсии, вводят газолин 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. Температуру в резервуаре поддерживают в пределах от 2 до 50°C. Из резервуара отводят нефть и сточную воду.

Газолин представляет собой смесь легких жидких углеводородов: C₁ - 0,03% мас.,

C₂ - 0,23% мас., C₃ - 3,23% мас., iC₄ - 2,24% мас., nC₄ - 7,06% мас., iC₅ - 7,99% мас., nС₅ - 7,96% мас., C₆ - 71,26% мас. Температура, при которой легкокипящие фракции газолина находятся в газообразном состоянии, равна 30-200°C. Газолин (от газ и латинского oleum - масло), смесь легких жидких углеводородов, получаемая при перегонке нефти или при разделении промышленных газов. Газолин - жидкость, применяется как топливо для карбюраторных двигателей внутреннего сгорания (газовый бензин с пределами выкипания 30-200°C), растворитель при экстракции масличных и смолистых веществ (фракция 70-100°C), для лабораторно-аналитических работ (петролейный эфир с пределами выкипания 30-80°C) и других целей.

Подачу газолина в воду проводят периодически по мере накопления стойкой нефтяной эмульсии. Газолин поднимается вверх и проходит через слой воды и стойкой нефтяной эмульсии. В резервуаре происходит всплытие газолина в верхнюю часть, где после воздействия газолина на устойчивые эмульсии происходит снижение их вязкости и разрушение нефтяных эмульсий на нефть, воду и механические примеси (плотность газолина 0,740 г/см³ значительно меньше плотности сточной воды, равной 1,1 г/см³). При этом газолин, увлекая с собой нефтепродукты, всплывает наверх, откуда эту уловленную смесь направляют на вход установки подготовки нефти, а механические примеси оседают на дно резервуара. В результате удается выделить до 98% нефти из стойкой нефтяной эмульсии.

Режимы процесса, такие как расход газолина 0,1-15 м³/ч, перепад давлений между линией подачи газолина и давлением в резервуаре от 0,2 до 1,1 МПа, объемная доля подаваемого газолина от 1 до 30% от объема стойкой нефтяной эмульсии и температура в резервуаре в пределах от 2 до 50°C, подобраны опытным путем как приводящие к наибольшей эффективности разделения стойкой нефтяной эмульсии.

Пример конкретного выполнения

Производят обработку стойкой нефтяной эмульсии с содержанием воды 40%, количеством твердых взвешенных частиц до 18% мас. Производят периодическую (в случае накопления стойкой эмульсии более допустимого количества, определенного в технологической документации) подачу в резервуар газолина с расходом 7 м³/ч при перепаде давлений между линией подачи углеводородного газового конденсата и давлением в резервуаре 0,5 МПа в количестве 10% от объема накопленной стойкой нефтяной эмульсии. Газолин вводят в резервуар под слой накопленной стойкой нефтяной эмульсии при температуре в резервуаре 20°C. Из резервуара отводят нефть и сточную воду.

В результате 98% нефти выделяется из стойкой нефтяной эмульсии в верхний нефтяной слой. Через 3 месяца выполнения данной технологии количество стойкой нефтяной эмульсии было сведено к минимуму. После успешной реализации предлагаемого способа обработки стойкой нефтяной эмульсии обеспечена работа установки подготовки нефти без технологических срывов и стабильная сдача плана готовой нефти. Отпала необходимость передозировки деэмульгатора, расход деэмульгатора снизился на 29%.

Применение способа прототипа приводило к 65%-ному извлечению нефти из стойкой нефтяной эмульсии.

Изменение режимов процесса в вышеприведенном примере конкретного выполнения: расхода газолина от 0,1 до 15 м³/ч, перепада давлений между линией подачи газолина и давлением в резервуаре от 0,2 до 1,1 МПа, объемной доли подаваемого газолина от 1 до 30% от объема стойкой нефтяной эмульсии и температуры в резервуаре в пределах от 2 до 50°C, приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность процесса и разделить стойкую нефтяную эмульсию на нефть и воду, провести обезвоживание и обессоливание нефти и отделить механические примеси. Обработка стойкой нефтяной эмульсии позволит обеспечить работу установок без технологических срывов.