Результат интеллектуальной деятельности: Способ обработки донных осадков в резервуаре

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам извлечения нефти из донных осадков, накапливающихся в резервуарах установок подготовки нефти и товарных парков.

Известен способ очистки резервуаров от донных осадков (патент RU №2442632, МПК B01D 17/00, опубл. 20.02.2012), включающий подачу нефти в придонную часть резервуара, отвод образующейся при этом смеси из нижней части резервуара с последующим нагревом ее в теплообменнике и многократной циркуляцией по схеме «резервуар-теплообменник-распределитель потока». Дополнительно смесь могут подвергать ультразвуковой обработке и вводить в нее диспергатор парафинов или депрессорную присадку.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность извлечения углеводородов, содержащихся в донных осадках, необходимость дополнительного нагрева и ультразвуковой обработки, высокое содержание мехпримесей и воды в жидкой углеводородной фазе.

Известен способ обработки донных осадков в резервуаре, включающий подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем в течение 8-10 ч и откачку жидкой углеводородной фазы. При этом подогревают оставшийся осадок непосредственным контактом с теплоносителем. В качестве теплоносителя используют нефтяной растворитель, например, нефть, керосин, дизельное топливо (заявка RU №96107765, МПК В08В 9/08, опубл. 27.06.1998).

Недостатками данной технологии являются:

- низкая эффективность обработки донных осадков в резервуаре, так как остается высокое содержание механических примесей и воды в жидкой углеводородной фазе;

- необходимость установки дополнительного оборудования для нагрева растворителя;

- увеличение энергозатрат;

- высокие экономические расходы на реализацию технологии.

Известен способ обработки донных осадков, включающий подачу растворителя, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы (патент RU №2165445, МПК C10G 1/04, опубл. 20.04.2001 в бюл. №11). В качестве растворителя используют смесь фракций перегонки нефти с температурой кипения 50-220°С, которую вводят в шлам до достижения постоянной плотности шламового раствора. Шламовый раствор обрабатывают водным раствором флокулянта в соотношении 10:1 с последующим отстаиванием.

Недостатками данного способа являются:

- сложность способа обработки донных осадков, требующего сооружения дополнительных емкостей, трубопроводов, смены ввода для растворителя;

- необходимость постоянного контроля плотности смеси растворителя и донного осадка;

- высокий расход растворителя;

- высокие экономические затраты на реализацию способа.

Наиболее близким аналогом является способ обработки донных осадков, включающий подачу растворителя и отстаивание смеси осадков с растворителем (патент US №4017377, МПК C10G 1/04, опубл. 12.04.1977).

Недостатком данного способа является недостаточно высокая степень извлечения нефти из донных осадков в резервуаре.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются: извлечение дополнительного объема нефти из донных осадков за счет повышения эффективности обработки донных осадков в резервуаре, снижение потерь ценного углеводородного сырья, получение жидкой углеводородной фазы с низким содержанием механических примесей и воды, повышение производительности работы резервуара, расширение технологических возможностей способа за счет использования в качестве растворителя продукта собственного производства, снижение затрат на очистку резервуаров и утилизацию донных осадков.

Поставленные задачи решаются способом обработки донных осадков в резервуаре, включающим подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы.

Новым является то, что перед закачкой растворителя определяют объем донных осадков, подачу растворителя осуществляют одновременно с перемешиванием донных осадков, в качестве растворителя используют растворитель парафинов нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию с температурой начала кипения не ниже 28°С и температурой 90% отгона не выше 240°С, или растворитель промышленный, являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе), растворитель подают в количестве 25-30% от объема донных осадков, перемешивание смеси донных осадков и растворителя в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, отстаивание смеси в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, полученную жидкую углеводородную фазу откачивают на установку подготовки нефти.

На фигуре представлена схема резервуара с указанием технологических потоков для обработки донных осадков.

Схема содержит резервуар 1, штуцер подачи растворителя 2, перемешивающее устройство 3, насос откачки 4, замерный люк 5, блок предварительного обезвоживания 6.

Сущность способа заключается в следующем.

Выполняют откачку нефти из резервуара 1 через насос откачки 4 до минимального уровня, при котором возможна работа перемешивающего устройства 3. В качестве перемешивающего устройства применяют устройство для размыва донных отложений типа «Тайфун». По тарировочной таблице резервуара определяют объем донных осадков. Включают перемешивающее устройство 3 и одновременно через штуцер подачи растворителя подают растворитель I в количестве 25-30% от объема донных осадков. В качестве растворителя используют продукт собственного производства: растворитель парафинов нефтяной (РПН), представляющий собой бензиновую фракцию с высоким содержанием нормальных и изомерных парафиновых углеводородов, что определяет высокую растворяющую способность РПН по отношению к парафинам и его способность извлекать углеводородную фазу из донных осадков, с температурой начала кипения не ниже 28°С; температурой 90% отгона не выше 240°С, моющей способностью 76,8% при 20°С (Т - 120 мин) (таблица 1), которая вырабатывается на установке комплексной подготовки нефти по ТУ 0251-062-00151638-2006, или растворитель промышленный (РП), являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе), моющей способностью 85,6% при 20°С (Т - 120 мин), получаемый на нефтеперерабатывающей установке по ТУ 0258-007-06320171-2016.

На практике обычно используют растворители, содержащие более тяжелые углеводороды, вследствие чего их эффективность в качестве растворителя парафинов ниже. Далее продолжают перемешивание смеси донных осадков и растворителя в течение 7-10 суток, после чего отстаивают смесь в течение 7-10 суток. Продолжительность перемешивания и отстаивания определяют по эффективности разделения смеси на жидкую углеводородную часть и остаток, которую определяют по уровню донных осадков через замерный люк 5, например, ручным способом при помощи рулетки с лотом или любым другим известным методом. По завершении перемешивания и отстаивания смеси донных осадков и растворителя объем жидкой углеводородной фазы составляет не менее двух объемов закачанного растворителя. Затем оценивают качество углеводородной фазы путем послойного отбора проб через каждые 0,3-0,5 м.

Качество углеводородной фазы оценивают по показателям массовой доли воды и механических примесей. Если массовая доля воды в жидкой углеводородной фазе составляет менее 5%, содержание мехпримесей менее 0,2%, то углеводородную фазу II откачивают с помощью насоса откачки 4 на выход блока предварительного обезвоживания 6 для смешения с предварительно обезвоженной нефтью. При этом объемная доля жидкой углеводородной фазы в смеси с предварительно обезвоженной нефтью не должна превышать 10%.

Если массовая доля воды в жидкой углеводородной фазе составляет более 5%, содержание мехпримесей менее 0,2%, то углеводородную фазу II откачивают на вход блока предварительного обезвоживания 6 для смешения с продукцией скважин и последующего предварительного обезвоживания. При этом объемная доля жидкой углеводородной фазы в смеси с продукцией скважин не должна превышать 10% от объема поступающей эмульсии (без учета «свободной воды»).

Пример конкретного выполнения предлагаемого способа.

На товарном парке из резервуара через насос откачали нефть до минимального уровня, при котором возможна работа перемешивающего устройства. В качестве перемешивающего устройства применили устройство для размыва донных отложений типа «Тайфун». Определили объем и состав донных осадков. Объем составил 1023 м³. Состав донных осадков следующий: массовая доля воды - 6,9%, мехпримесей - 1,7%, асфальтенов - 1,8%, парафинов - 23,9%, смол - 9,7%, масла - 56%. Затем включили перемешивающее устройство и начали подачу в резервуар через штуцер РПН или РП в количестве 280 м³. Закачку растворителя осуществляли в область пропеллера перемешивающего устройства при постоянном перемешивании донных осадков и растворителя. После закачки растворителя в полном объеме перемешивание было продолжено в течение 7 суток. После остановки перемешивающего устройства смесь донных осадков с растворителем отстаивали в течение 7 суток. Затем выполнили отбор проб жидкой углеводородной фазы по уровням резервуара с интервалом 0,5 м. Установлено, что в пробах с уровней в диапазоне 2,5-4 м массовая доля воды составила 0,26-0,6%, массовая доля мехпримесей - 0,04%. В пробе с уровня 2 м массовая доля воды составила 15,5%, массовая доля мехпримесей - 0,18%. В пробе с уровня 1,9 м массовая доля воды составила 19,1%, массовая доля мехпримесей - 0,41%. Выполнена откачка жидкой углеводородной фазы до уровня 2 м. Доля извлеченной из донных осадков углеводородной фазы составила 503 м³ (без учета объема растворителя). Объем донных осадков снизился до 520 м³, т.е. в 1,97 раза. Остаток представляет собой концентрат мехпримесей, воды и высокомолекулярных компонентов. Его направили на установку переработки донных осадков. Реализация технологии позволила извлечь дополнительно 397 т нефти. Экономический эффект мероприятия составил 4293,3 тыс. р.

Предлагаемый способ обработки донных осадков в резервуаре имеет следующие преимущества:

- во-первых, позволяет извлечь дополнительный объем нефти из донных осадков и снизить потери ценного углеводородного сырья;

- во-вторых, позволяет получить жидкую углеводородную фазу с низким содержанием мехпримесей и воды;

- в-третьих, повышает производительность работы резервуара;

- в-четвертых, расширяет технологические возможности способа за счет использования в качестве растворителя продукта собственного производства;

- в-пятых, снижает энергозатраты и расходы на очистку резервуара и утилизацию донных осадков.