×
14.11.2018
218.016.9cc5

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ХЛОРИДОВ В НЕФТИ

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002672263
Дата охранного документа
13.11.2018
Аннотация: 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 (порядка 1000 млн и более). Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти включает отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти, где для предварительного обезвоживания нефти проводят циркуляцию 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°C 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, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн. Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества: во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, значительно превышающим 10 млн (порядка 1000 млн и более); во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млн для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, и до 100 млн для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 8 пр.

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).

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 являются необходимость глубокого обезвоживания нефти - до содержания воды в нефти не более 1%, а также потеря легких фракций при нагреве и ректификации нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному изобретению является способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти (патент RU №2065477, MПК 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 1000 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. 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-1 (порядка 1000 млн-1 и более), снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млн-1 для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения (ЛХОС) ароматического строения, и до 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.

Технические задачи решаются способом снижения содержания органических хлоридов в нефти, включающим отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти.

Новым является то, что предварительное обезвоживание нефти проводят 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.

Новым также является то, что на стадии предварительного обезвоживания нефти циркуляцию нефти проводят с нагревом до температуры 60-80°С, дозировка деэмульгатора составляет 50-150 г/т.

На чертеже представлена схема установки обработки нефти, на которой снижение содержания органических хлоридов осуществляется с применением раствора щелочи.

Установка включает: трубопровод подвода сырья 1; теплоизолированную емкость для сырья 2; трубопровод отвода жидкости 3; насос циркуляции жидкости 4; печь нагрева жидкости 5; теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6; блок подачи реагента 7; теплоизолированную байпасную линию циркуляции жидкости 8; трубопровод отвода газа 9; трубопровод подачи раствора щелочи 10; емкость для приготовления раствора щелочи 11; трубопровод подачи пресной воды 12; люк загрузки твердой щелочи 13; насос для откачки раствора щелочи 14; трубопровод циркуляции раствора щелочи 15; трубопровод откачки очищенной нефти 16.

Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти осуществляют следующим образом.

Нефть I на установке подготовки нефти (УПН) с содержанием органических хлоридов, превышающим 10 млн-1, направляют по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где отстаивают не менее двух часов для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбрасывают по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После отстаивания с помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом, например по методу Дина-Старка либо центрифугированием. В случае если после отделения свободной воды массовая доля воды в нефти составляет более 5%, то нефть направляют на предварительное обезвоживание, если массовая доля воды в нефти меньше либо равна 5%, то обработку нефти продолжают.

Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подают на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществляют циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Предварительное обезвоживание нефти проводят циркуляцией нефти с нагревом в теплоизолированной емкости для сырья 2 до температуры 60-80°С, после нагрева в нефть подают деэмульгатор в дозировке 50-150 г/т.

В качестве деэмульгатора используют маслорастворимый деэмульгатор, который представляет собой однородную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, допускается опалесценция; массовая доля активной основы в пределах 40-60% мае; плотность при 20°С в пределах 920-980 кг/м3; вязкость кинематическая при 20°С в пределах не более 60 мм2/с; температура застывания не выше минус 50°С.

Далее осуществляют циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (не допускается нагревать нефть с деэмульгатором до температуры выше 90°С), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) не менее одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 останавливают и нефть I с деэмульгатором отстаивают в теплоизолированной емкости для сырья 2 не менее двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направляют по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом.

Если массовая доля эмульгированной воды в нефти более 5%, нефть с деэмульгатором повторно подвергают обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 без дополнительного дозирования деэмульгатора до достижения массовой доли эмульгированной воды не более 5%.

Когда массовая доля эмульгированной воды достигнет значения не более 5%, определяют массовую долю органических хлоридов в нефти и их химическое строение. Строение органических хлоридов определяют методом газовой хроматографии или хромато-масс-спектрометрии. Органические хлориды в нефти по строению разделяют на легколетучие хлорорганические соединения (ЛХОС) ароматического строения и ЛХОС неароматического строения. ЛХОС ароматического строения наиболее трудно удаляются из нефти, что требует проведения процесса по снижению их содержания при более высоких температурах, при этом такая нефть очищается от ЛХОС до содержания 100 млн-1 для нефти.

Циркуляцию возобновляют. При циркуляции в процессе обработки нефти на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия V. Дозировка 10-20%-ного водного раствора гидроксида натрия или калия на нефть составляет 20-30%. При концентрациях раствора щелочи менее 10% удаления ЛХОС из нефти до необходимых значений не происходит, при концентрациях раствора щелочи более 20% повышения эффективности удаления ЛХОС из нефти по сравнению с использованием 20%-ного раствора не наблюдается. К тому же высокая концентрация раствора щелочи приводит к коррозии технологического оборудования.

Раствор щелочи V готовят в емкости для приготовления раствора щелочи 11 путем смешения пресной воды, подаваемой по трубопроводу подачи пресной воды 12, и гидроксида натрия, подаваемого через люк загрузки твердой щелочи 13. Смесь гидроксида натрия и воды циркулирует по цепочке: емкость для приготовления раствора щелочи 11 - насос для откачки раствора щелочи 14 - трубопровод циркуляции раствора щелочи 15 - емкость для приготовления раствора щелочи 11 - не менее 1 часа до полного растворения гидроксида натрия. Раствор щелочи с концентрацией 10-20% добавляют в нефть с содержанием воды не более 5%, определение строения органических хлоридов проводят только в обезвоженной нефти.

Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI насосом циркуляции жидкости 4 направляется в печь нагрева жидкости 5, где нагревается до температуры 190-200°С, циркулируя с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Для исключения кипения воды в теплоизолированной емкости для сырья 2 поддерживают избыточное давление не менее 1,6 МПа.

После этого циркуляцию горячей смеси нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI продолжают либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (для поддержания температуры смеси нефти и раствора щелочи в теплоизолированной емкости для сырья 2), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) в течение 6 часов.

Далее смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи выдерживают в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение 6 часов, постепенно охлаждают до температуры 40-50°С. Затем отбирают из смеси пробу нефти VI, в которой повторно определяют массовую долю органических хлоридов.

В зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия повторяют при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.

Если массовая доля органических хлоридов в нефти:

1) не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения;

2) не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения, процесс обработки нефти завершают.

Если массовая доля органических хлоридов в нефти:

1) больше 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения;

2) больше 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения, циклы обработки нефти при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа продолжают до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.

При повторной обработке дополнительного дозирования раствора щелочи не проводят, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI нагревается в печи нагрева жидкости 5, циркулируя с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2, пока температура смеси в теплоизолированной емкости для сырья 2 не достигнет 220-230°С. Для исключения кипения воды в теплоизолированной емкости для сырья 2 поддерживают избыточное давление не менее 2,8 МПа. После этого циркуляцию горячей смеси нефти с деэмульгатором и раствора щелочи VI продолжают либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (для поддержания температуры смеси нефти и раствора щелочи в теплоизолированной емкости для сырья 2), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) в течение 6 часов. Далее смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи выдерживают в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение 6 часов, постепенно охлаждают до температуры 40-50°С.

Отводят отработанный раствор щелочи II снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 на очистные сооружения УПН. С помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом. Если остаточная массовая доля воды в нефти с деэмульгатором после обработки не более 1%, то очищенную нефть с деэмульгатором VII откачивают насосом циркуляции жидкости 4 на вход УПН.

С целью подтверждения возможности использования предлагаемого способа снижения содержания органических хлоридов в нефти были проведены испытания.

В таблице 1 представлены результаты исследования способа снижения содержания органических хлоридов в нефти, где в качестве раствора щелочи использован 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия.

Пример 1 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 30% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 -теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 60°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Рекод 118А2» в дозировке 50 г/т.

Далее циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 4,8%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 230 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 20%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 20% на нефть. Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 190°С, проциркулировали смесь через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 8 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки завершили. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 8 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Пример 2 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 36% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 65°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «РИК-2» в дозировке 100 г/т.

Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 6%.

Нефть с деэмульгатором повторно подвергали обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 - без дополнительного дозирования деэмульгатора. Температура нагрева нефти I составила 65°С. Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстояли в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После второго цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 2,0%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 850 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 17%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 22% на нефть.

Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 195°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 18 млн-1, это более 10 млн-1, поэтому процесс обработки продолжили. Циркуляцию возобновили, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 220°С при поддержании избыточного давления 2,9 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 6 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки был завершен. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 6 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Примеры 3-4 осуществили аналогично примерам 1-2 (таблица 1).

В таблице 2 представлены результаты исследования способа снижения содержания органических хлоридов в нефти, где в качестве раствора щелочи использован 10-20%-ный водный раствор гидроксида калия.

Пример 1 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 15% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 60°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Реком 118М3» в дозировке 50 г/т.

Далее циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 2,2%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 310 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 20%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 20% на нефть. Смесь нефти с раствором щелочи нагрели до температуры 190°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 9 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки завершили. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 9 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Пример 2 выполнения способа.

Нефть I с массовой долей воды 30% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 65°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Реком-505» в дозировке 110 г/т.

Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.

Газ IV, выделившийся из нефти I в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 8%.

Нефть с деэмульгатором повторно подвергали обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 - без дополнительного дозирования деэмульгатора. Температура нагрева нефти I составила 65°С. Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстояли в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После второго цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 0,9%.

Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 36 млн-1.

Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 16%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 22% на нефть. Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 195°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в ней составила 36 млн-1, это более 10 млн-1, поэтому процесс обработки продолжили. Циркуляцию возобновили, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 220°С при поддержании избыточного давления 2,9 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.

После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 5 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки был завершен. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 5 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.

Примеры 3-4 осуществили аналогично примерам 1-2 (таблица 2).

Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества:

во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, превышающим 10 млн-1;

во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до значений не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значений не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.


СПОСОБ СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ХЛОРИДОВ В НЕФТИ
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 21-30 из 432.
25.08.2017
№217.015.a70f

Установка для закачки жидкости в пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к установкам для закачки жидкости в пласт, вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы оборудования. Установка содержит устьевую арматуру, центробежный насос с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002608096
Дата охранного документа: 13.01.2017
25.08.2017
№217.015.a9ad

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты)

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002611796
Дата охранного документа: 01.03.2017
25.08.2017
№217.015.aa0c

Способ разобщения горизонтальной скважины на отдельные участки

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам изоляции зон осложнений при бурении и ремонте скважин. Способ включает определение геофизическими исследованиями длины и расположения зон разобщения, спуск на колонне труб профильных разобщителей с цилиндрическими...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002611791
Дата охранного документа: 01.03.2017
25.08.2017
№217.015.aa49

Способ ограничения водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002611794
Дата охранного документа: 01.03.2017
25.08.2017
№217.015.aab1

Способ изоляции обводнённых интервалов в горизонтальном участке ствола скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002611792
Дата охранного документа: 01.03.2017
25.08.2017
№217.015.acaf

Пакер для горизонтальных скважин

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является повышение надежности работы в горизонтальном участке скважины. Пакер для горизонтальных скважин содержит полый ствол с регулятором давления внизу, установленные на стволе уплотнительные элементы с верхним, нижним и промежуточными...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002612398
Дата охранного документа: 09.03.2017
25.08.2017
№217.015.ad32

Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) путем спуска в скважину колонны труб, установку центральной задвижки на верхнем...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002612420
Дата охранного документа: 09.03.2017
25.08.2017
№217.015.ad3b

Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб в скважину, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002612417
Дата охранного документа: 09.03.2017
25.08.2017
№217.015.ad68

Установка для добычи нефти одним насосом из разных интервалов горизонтального ствола скважины (варианты)

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам эксплуатации скважин с горизонтальными стволами, в том числе с применением тепловых методов. Установка включает два хвостовика разной длины, сообщенные с входом насоса, причем один из хвостовиков оснащен...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002612416
Дата охранного документа: 09.03.2017
25.08.2017
№217.015.af06

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат энергии и времени на достижение гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева. Способ разработки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610966
Дата охранного документа: 17.02.2017
Показаны записи 11-14 из 14.
19.07.2019
№219.017.b69d

Способ обработки донных осадков в резервуаре

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу обработки донных осадков в резервуаре. Способ включает подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы. Перед закачкой...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002694770
Дата охранного документа: 16.07.2019
14.05.2023
№223.018.569a

Способ определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам определения устойчивости химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, к разложению с образованием легколетучих хлорорганических соединений. Способ определения устойчивости химических реагентов, применяемых в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002734582
Дата охранного документа: 20.10.2020
16.05.2023
№223.018.60c0

Способ определения содержания органического хлора в химических реагентах, применяемых в нефтедобыче

Изобретение относится к способам определения органического хлора. Описан способ определения содержания органического хлора в химических реагентах на органической основе, на водной основе, на основе соляной кислоты и в твердом агрегатном состоянии, применяемых в нефтедобыче, включающий введение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002740991
Дата охранного документа: 22.01.2021
16.05.2023
№223.018.60c1

Способ определения содержания органического хлора в химических реагентах, применяемых в нефтедобыче

Изобретение относится к способам определения органического хлора. Описан способ определения содержания органического хлора в химических реагентах на органической основе, на водной основе, на основе соляной кислоты и в твердом агрегатном состоянии, применяемых в нефтедобыче, включающий введение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002740991
Дата охранного документа: 22.01.2021
+ добавить свой РИД