Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ХЛОРИДОВ В НЕФТИ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

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 100 млн^-1 и более).

Известен способ снижения органических хлоридов в нефти (патент RU №2605601, МПК C10G 33/02, C10G 33/02, опубл. 27.12.2016 в бюл. №36), в котором предлагается предварительное обезвоживание и дегазация нефти, нагрев нефти с выделением органических хлоридов, отвод очищенной нефти. Особенностью данного способа является то, что нефть предварительно обезвоживают до содержания воды в нефти не более 1%, нагрев проводят до температуры, позволяющей отогнать из нефти в ректификационной колонне фракцию, содержащую органические хлориды и выкипающую в интервале температур от начала кипения до 204°С, с получением очищенной нефти с содержанием органических хлоридов менее 10 млн^-1. Недостатками данного способа является потеря легких фракций при нагреве и ректификации нефти.

Близким по технической сущности к предложенному изобретению является способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти (патент RU №2065477, МПК C10G 33/02, опубл. 20.08.1996 в бюл. №23), включающий отстаивание, предварительное обезвоживание нефти, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти. Обработку нефти 1%-ным раствором щелочи проводят при температуре на 30÷80°С выше, чем предшествующую промывку водой.

Недостатком данного способа является то, что условия процесса не позволяют провести глубокую очистку нефти от хлорсодержащих органических соединений, т.к. способ разработан для применения на электрообессоливающих установках, куда поступает нефть с содержанием органических хлоридов в нефти менее 10 млн^-1. Также недостатком является то, что данный способ малоэффективен для нефти с высоким содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн^-1 (порядка 100 млн^-1 и более). К тому же данный способ невозможно применить для нефти, содержащей хлорорганические соединения ароматического строения, трудноудаляемые из нефти, которые негативно влияют на оборудование нефтеперерабатывающих заводов.

Наиболее близкой по технической сущности к предложенному изобретению является способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти (патент RU 2 672 263, СПК C10G 33/04; C10G 31/00; C10G 31/06; C10G 33/00 (2006.01); C10G 19/02; C10G 33/06, опубл. 13.11.2018 в бюл. №32), включающий предварительное обезвоживание нефти циркуляцией нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190^-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220÷230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн^-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн^-1. На стадии предварительного обезвоживания нефти циркуляцию нефти проводят с нагревом до температуры 60÷80°С, дозировка деэмульгатора составляет 50÷150 г/т.

Недостатком описанного способа являются длительное время реакции, высокие давление и температура процесса, необходимость непрерывного расходования деэмульгатора.

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 на товарную нефть массовая доля органических хлоридов в нефти не должна превышать 10 млн^-1.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности снижения содержания органических хлоридов в нефти, содержащей органические хлориды в количестве, превышающем 10 млн" (порядка 100 млн^-1 и более).

Технические задачи решаются способом снижения содержания органических хлоридов в нефти, включающим подогрев предварительно обезвоженной нефти до температуры 60÷90°С с последующим контактированием концентрированного водного раствора щелочи с нефтью в проточном реакторе, выполненном в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, при скорости изменения положения частиц 2400÷4200 раз в минуту каждой частицы, при давлении 1,0÷5,0 кгс/см², частоте электромагнитного поля 40÷70 Гц, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, рецикл раствора щелочи и отвод очищенной нефти. Время контакта нефти с щелочным раствором в проточном реакторе не превышает 5 секунд. Перепад давления в проточном реакторе не превышает 0,5 МПа.

Проточный реактор, выполненный в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, ввиду простого устройства обеспечивают высокую надежность в работе. Размещая реакторы параллельно можно обеспечивать заданную производительность.

Для реализации разработанного способа очистки по настоящему изобретению применяется установка, которая включает подогреватель, проточный реактор, выполненный в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, отстойник, насос для рецикла водного раствора щелочи (см. рис. 1).

Пример 1. В проточный реактор 2, выполненный в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, со свободным объемом 1,0 дм³ с условным проходом 70 мм подавали подогретую в теплообменнике 1 нефть с содержанием ХОС 16,6 ppm с расходом 6,2 м³/ч и 41%-ый водный раствор гидроксида натрия насосом 4 с куба отстойника 3 с расходом 1 м³/ч при температуре 70°С, при скорости изменения положения частиц 3300 раз в минуту каждой частицы, при давлении 1,0 кгс/см², частоте электромагнитного поля 50 Гц. На выходе из реактора после отстойника 3 содержание ХОС в нефти составило 7,0 ppm.

Пример 2. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 40°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 15,0 ppm.

Пример 3. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 60°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 12,0 ppm.

Пример 4. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 80°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 6,5 ppm.

Пример 5. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 90°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 6,0 ppm.

Пример 6. По примеру 1 с расходом 41%-го водного раствора гидроксида натрия 0,5 м³/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 7,0 ppm.

Пример 7. По примеру 1 с расходом 41%-го водного раствора гидроксида натрия 0,25 м³/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 7,0 ppm.

Пример 8. По примеру 1 с концентрацией водного раствора гидроксида натрия 30% масс. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 11,0 ppm.

Пример 9. По примеру 1 с концентрацией водного раствора гидроксида натрия 20% масс. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 13,0 ppm.

Пример 10. По примеру 1 с расходом нефти 2,5 м³/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 6,0 ppm.

Пример 11. По примеру 1 с расходом нефти 1,0 м³/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 4,0 ppm.

Пример 12. По примеру 11 с исходным содержанием ХОС в нефти 68 ppm. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 9,0 ppm.

Пример 13. По примеру 1 без цилиндрических ферромагнитных тел в проточном реакторе вихревого слоя. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 15,0 ppm.

Пример 14. По примеру 1 с концентрацией водного раствора гидроксида калия 40% масс. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 8,0 ppm.

Пример 15. По примеру 1 при давлении 5 кгс/см². На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 8,0 ppm.

Пример 16. По примеру 1 при частоте электромагнитного поля 40 Гц и скорости изменения положения частиц 2400 раз в минуту каждой частицы. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 9,0 ppm.

Пример 17. По примеру 1 при частоте электромагнитного поля 60 Гц и скорости изменения положения частиц 4200 раз в минуту каждой частицы. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 8,0 ppm.