Установка подготовки тяжелых нефтей (варианты). Подготовка тяжелой нефти


установка подготовки тяжелых нефтей (варианты) - патент РФ 2471853

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах. Изобретение касается установки подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения. Перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти. Изобретение также касается вариантов установки подготовки тяжелой нефти. Технический результат - снижение капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2471853

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах.

Известна установка подготовки высоковязкой нефти (см. книгу: Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра, 1983. - С.173-175), включающая сепаратор первой ступени, сепаратор второй ступени, технологические резервуары-отстойники, насос, теплообменник, электродегидраторы, резервуар товарной нефти.

Недостатками данной установки подготовки высоковязкой нефти являются, во-первых, недостаточное качество подготовленной высоковязкой нефти, в частности недостаточная степень ее обессоливания, во-вторых, громоздкость установки, в частности большое количество отстойного оборудования, в-третьих, дополнительные затраты на электроэнергию, связанные с необходимостью применения электрического поля для обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти.

Ближайшим техническим решением является «Установка подготовки тяжелых нефтей и природных битумов» (см. патент RU 2356595, МПК B01D 17/00, опубл. Бюл. № 15 от 27.05.2009 г.), включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти или природного битума, нагреватель, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения. Перед ступенью обезвоживания установлен первый рекуперативный теплообменник, а после нее установлены последовательно промежуточная буферная емкость, промежуточный насос, второй рекуперативный теплообменник и ступень глубокого обезвоживания, состоящая из нагревателя для нагрева частично обезвоженной тяжелой нефти, колонны для выпаривания воды, холодильника-конденсатора для охлаждения и конденсации водяных паров, буферной емкости для водного конденсата, насоса для откачки водного конденсата на очистные сооружения, насоса для откачки горячей обезвоженной тяжелой нефти (природного битума) из колонны в товарную буферную емкость последовательно через второй и первый рекуперативные теплообменники.

Недостатками данной установки подготовки тяжелых нефтей и природных битумов являются, во-первых, высокие капитальные и эксплуатационные затраты на изготовление и эксплуатацию дополнительного оборудования на ступени глубокого обезвоживания тяжелой нефти, во-вторых, отсутствие учета товарной тяжелой нефти, что не позволяет контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) при добыче высоковязких нефтей.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются, во-первых, снижение капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки, во-вторых, организация учета товарной тяжелой нефти, что позволит контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой НДПИ при добыче высоковязких нефтей.

Технические задачи решаются установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Новым является также то, что внутреннее коалесцентно-осадительное устройство изготовлено в виде набора кассет с наклонными пластинами.

Новым является также то, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

На чертеже представлена схема установки подготовки тяжелых нефтей.

Установка подготовки тяжелых нефтей включает трубопровод 1 подвода продукции скважин, ступень 2 сепарации газа и предварительного сброса воды, выполненную, например, в виде трехфазного сепаратора 3, оснащенного трубопроводом 4 отвода предварительно обезвоженной тяжелой нефти, трубопроводом 5 отвода газа и трубопроводом 6 отвода воды. После ступени 2 сепарации газа и предварительного сброса воды установка содержит сырьевой насос 7, ступень 8 обезвоживания тяжелой нефти, состоящую из коалесцентора 9, выполненного в виде трубы 10 с внутренними коалесцирующими элементами 11, и отстойника 12, выполненного в виде емкости 13 с внутренней коалесцентно-осадительной секцией 14. Отстойник 12 оснащен трубопроводами 15 и 16 отвода воды и трубопроводом 17 отвода обезвоженной тяжелой нефти. После ступени 8 обезвоживания тяжелой нефти установка содержит товарную буферную емкость 18, оснащенную трубопроводом 19 отвода товарной тяжелой нефти и трубопроводом 20 отвода газа. После товарной буферной емкости 18 установка содержит товарный насос 21 и узел 22 учета товарной тяжелой нефти. Установка также содержит очистные сооружения 23. Перед сырьевым насосом 7 установка может быть оснащена блоком 24 подачи реагента, а перед ступенью 8 обезвоживания тяжелой нефти - нагревателем 25. Кроме того, оборудование установки может быть оснащено теплоизоляцией, а трубопроводы - теплоизоляцией и/или теплоспутниками (для простоты указаны только одна теплоизоляция и один теплоспутник, размещенные на трубопроводе 1 подвода продукции скважин). Внутренняя коалесцентно-осадительная секция 14 отстойника 12 может быть выполнена в виде набора кассет с наклонными пластинами. Использование внутренней коалесцентно-осадительной секции позволяет заметно интенсифицировать процесс укрупнения и осаждения капель воды за счет развитой поверхности данных контактных устройств. Внутренние коалесцирующие элементы 11 коалесцентора 9 могут быть выполнены в виде колец Палля, на поверхности которых также происходит процесс укрупнения капель воды в тяжелой нефти за счет развитой поверхности данных контактных устройств. В качестве внутренней коалесцентно-осадительной секции 14 отстойника 12 и внутренних коалесцирующих элементов 11 коалесцентора 9 могут быть использованы также и другие регулярные (рулонная насадка, сетчатая насадка и т.д.) и насыпные (кольца Рашига, кольца Барада, седла Берля и Инталокс и т.д.) насадки.

Установка подготовки тяжелых нефтей работает следующим образом.

Продукция скважин I, обработанная деэмульгатором в системе нефтесбора, по трубопроводу 1 подвода продукции скважин поступает на ступень 2 сепарации газа и предварительного сброса воды, например в трехфазный сепаратор 3. В трехфазном сепараторе 3 происходит отделение попутного газа II и отделение большей части пластовой воды III. При этом отделившийся попутный газ II по трубопроводу 5 отвода газа направляется на утилизацию (например, на факел), а пластовая вода III по трубопроводу 6 отвода воды - на очистные сооружения 23. Предварительно обезвоженная тяжелая нефть IV из трехфазного сепаратора 3 по трубопроводу 4 отвода предварительно обезвоженной тяжелой нефти прокачивается сырьевым насосом 7 через коалесцентор 9 в отстойник 12. В отстойнике 12 происходит обезвоживание тяжелой нефти до остаточного содержания воды не более 1,0%. При этом отделившаяся вода III из отстойника 12 направляется по трубопроводу 16 отвода воды на вход в трехфазный сепаратор 3, а обезвоженная тяжелая нефть VI по трубопроводу 17 отвода обезвоженной тяжелой нефти - в товарную буферную емкость 18. В случае нормальной работы трехфазного сепаратора 3 без возврата в него воды III с отстойника 12 и при невысоком содержании тяжелой нефти в воде III она может направляться по трубопроводу 15 отвода воды на очистные сооружения 23. Отделившийся в товарной буферной емкости 18 попутный газ II по трубопроводу 20 отвода газа направляется на утилизацию (например, на факел), а товарная тяжелая нефть VII по трубопроводу 19 отвода товарной тяжелой нефти товарным насосом 21 перекачивается через узел 22 учета товарной тяжелой нефти и далее направляется потребителю. В случае поступления продукции скважин I на установку с температурой ниже, чем необходимо для обезвоживания нефти, перед ступенью 8 обезвоживания тяжелой нефти производится ее нагрев в нагревателе 25. При необходимости (например, в случае ухудшения процесса отделения воды в трехфазном сепараторе 3 и/или отстойнике 12) на прием сырьевого насоса 7 производится дозирование деэмульгатора V с помощью блока 24 подачи реагента. В коалесценторе 9 на поверхности внутренних коалесцирующих элементов 11 происходит процесс укрупнения капель воды в тяжелой нефти. После этого обработанная предварительно обезвоженная тяжелая нефть с укрупненными каплями воды поступает в отстойник 12, где на поверхности наклонных пластин внутренней коалесцентно-осадительной секции 14, размещенной в емкости 13, продолжается процесс укрупнения капель воды и ускоряется процесс их осаждения. Для снижения тепловых потерь на установке и предотвращения застывания тяжелой нефти в застойных зонах оборудование и трубопроводы установки могут быть оснащены теплоизоляцией, а трубопроводы могут быть снабжены теплоспутниками, которые представляют собой трубопроводы небольшого диаметра, смонтированные вдоль внешней стенки основного трубопровода, и по которым циркулирует теплоноситель (например, водяной пар, горячая вода, нагретый гликоль и др.).

Предлагаемая установка подготовки тяжелых нефтей имеет следующие преимущества: во-первых, снижаются капитальные и эксплуатационные затраты на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки, во-вторых, становится возможной организация учета товарной тяжелой нефти, что позволяет контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой НДПИ при добыче высоковязких нефтей.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

4. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

6. Установка по п.4 или 5, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

7. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

9. Установка по п.7 или 8, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

10. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

11. Установка по п.10, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

12. Установка по п.10 или 11, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

www.freepatent.ru

СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к методам подготовки битуминозной высоковязкой нефти к ее переработке.

Известен способ переработки мазута путем вакуумной ректификации с получением дистиллятных фракций. На жидкую фазу кубового остатка воздействуют акустическими колебаниями частотой 0,1-200 КГц и мощностью 0,2-3 Вт/см2 при остаточном давлении 20-200 мм рт. ст. (авторское свидетельство СССР №1377281, опубл. 29.02.1988 г.).

Недостатком способа являются высокие энергетические затраты на создание глубокого вакуума. Также применение только акустического диапазона частот не обеспечивает надежного разрушения высоковязких сред.

Известны способ подготовки нефти к переработке и устройство для его осуществления (патент РФ №2268284, опубл. 20.01.2006 г.), который включает пропускание нефти через рабочую камеру и одновременное воздействие акустическими колебаниями и гидроударами. Воздействие осуществляют в потоке, причем в поток нефти вводят воду, после чего поток пережимают до образования каверны за зоной пережатия.

Недостатком способа является его невысокая эффективность ввиду дополнительной подачи в нефть воды с ее последующим отделением. Также не имеется сведений об эффективности этого метода на тяжелых высоковязких нефтях.

Известны способ крекинга нефти и нефтепродуктов и установка для его осуществления (патент РФ №2078116, опубл. 27.04.1997 г.), в котором сырье (нефтесодержащий продукт) и диспергирующее вещество подают в зону обработки, ультразвуковую обработку ведут с интенсивностью излучения 1-10 МВт/м2 в замкнутом циркуляционном контуре при статическом давлении в диапазоне от 0,2 до 5 МПа, и осуществляют последующее разделение обработанного сырья на жидкую и парообразные фазы и получение из парообразной фазы конечного продукта.

Недостатками является отсутствие возможности контролировать процесс получения конечных продуктов по причине замкнутого цикла, ведение процесса при высоких температурах и давлении, энергоемкость.

Известен способ ультразвуковой кавитационной обработки жидких сред и расположенных в среде объектов (патент РФ №2455086, опубл. 10.07.2012 г.), согласно которому обработку следует производить в средах, удельное содержание воды или иной жидкой фазы которых превышает 65-70% от общей массы.

Недостатком является отсутствие влияния ультразвукового воздействия на нефть, содержание воды в которой составляет менее 2% масс.

Известен способ кавитационной обработки жидких нефтепродуктов (патент РФ №2455341, опубл. 10.07.2012 г.), принятый за прототип, который состоит в кавитационной обработке жидких нефтепродуктов, включающей эмульгирование нефтепродукта путем интенсивного кавитационного воздействия с последующей рециркуляцией. Обрабатывают непрерывный поток нефтепродукта, при этом часть обработанного нефтепродукта направляют на дальнейшую переработку или сжигание, а остальную часть смешивают с потоком входного необработанного нефтепродукта.

Недостатком данного способа является то, что возникают значительные потери сырья, вызванные сжиганием части обработанных нефтепродуктов. Кроме того, повторная обработка нефтепродуктов приводит к дополнительным затратам.

Технический результат заключается в снижении вязкости тяжелой высоковязкой нефти за счет обработки тяжелой нефти постоянным магнитным полем и в увеличении выхода светлых фракций от 5 до 7% за счет смешения с легкой нефтью, кавитационным воздействием и последующей атмосферной разгонкой.

Технический результат достигается тем, что до эмульгирования тяжелую нефть обрабатывают в магнитном поле с помощью неодимовых магнитов до снижения вязкости, а затем обработанную нефть смешивают с легкой нефтью до концентрации тяжелой нефти в смеси от 7 до 9%, после чего полученную смесь подвергают кавитационной обработке с последующей атмосферной перегонкой.

Способ подготовки тяжелой нефти к переработке поясняется чертежами, где описано:

фиг. 1 - основные свойства неодимовых магнитов,

фиг. 2 - основные свойства ультразвуковой установки,

фиг. 3 - технология подготовки тяжелой высоковязкой нефти к переработке,

фиг. 4 - физико-химические характеристики тяжелой высоковязкой Ярегской нефти и легкой Тэбукской нефти Тимано-Печорского региона,

фиг. 5 - изменение вязкости Ярегской и Тэбукской нефтей до и после магнитного воздействия от 15 до 25 минут,

фиг. 6 - Изменение выхода светлых фракций в результате смешения Ярегской и Тэбукской нефтей,

фиг. 7 - Изменение выхода светлых фракций в результате ультразвуковой обработки смеси Ярегской и Тэбукской нефтей с концентрацией тяжелой нефти 8%.

Способ осуществляется следующим образом.

Подготовленная товарная тяжелая высоковязкая нефть с содержанием массовой доли воды не более 0,5% и механических примесей не более 0,05% по ГОСТ Р 51858-2002. «Нефть. Общие технические условия» проходит через участок трубопровода, оснащенным неодимовыми магнитами, таким образом, чтобы обработка постоянным магнитным полем составляла 20 минут, что позволяет снизить кинематическую вязкость тяжелой нефти с 700 мм2/с до 400-300 мм2/с. Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости». Затем намагнитизированная нефть по трубопроводу направляется в резервуар для смешения с легкой нефтью. Концентрация тяжелой нефти в полученной смеси должна составлять от 7 до 9%. Для улучшения процесса смешения используется обработка ультразвуковым воздействием в течение от 15 до 25 минут интенсивностью от 1,5 до 2 Вт/см2. Затем подготовленное сырье подвергается атмосферной перегонке в колонне К-101, температура низа которой составляет не более 355°С и верха не более 150°С, а давление верха и низа не более 110 и 160 кПа соответственно. В колонне К-101 происходит разделение обработанной нефти на фракции и мазут. Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 2177-99. «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава».

Способ иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Проводится операция по воздействию постоянного магнитного поля на тяжелую высоковязкую нефть Ярегского месторождения Тимано-Печорского региона (фиг. 4). Источниками постоянного магнитного поля являются неодимовые магниты (фиг. 1). Время воздействия составляет от 15 до 25 минут. В результате вязкость тяжелой нефти снижается до 300-400 мм2/с (фиг. 5).

Пример 2. Проводится операция по воздействию постоянного магнитного поля на легкую нефть Тэбукского месторождения Тимано-Печорского региона (фиг. 4). Источниками постоянного магнитного поля являются неодимовые магниты (фиг. 1). Время воздействия составляет от 15 до 25 минут. В результате вязкость тяжелой нефти незначительно увеличивается с 5 до 7,5 мм2/с (фиг. 5).

Пример 3. Проводится операция по смешению Ярегской и Тэбукской нефтей с концентрацией тяжелой нефти от 7 до 9%. В результате компаундирования увеличивается выход светлых фракций относительно расчетных значений (фиг. 6).

Пример 4. Проводится операция по ультразвуковому воздействию (фиг. 2) на смесь Ярегской и Тэбукской нефтей с концентрацией намагниченной тяжелой нефти от 7 до 9% (фиг. 3). Время воздействия составляет 20 минут. В результате атмосферной разгонки по ГОСТ 2177-99. «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава» выход светлых фракций увеличивается выход светлых фракций от 5 до 7% (фиг. 7).

Способ подготовки тяжелой нефти к переработке, включающей эмульгирование нефтепродукта путем интенсивного кавитационного воздействия, отличающийся тем, что до эмульгирования тяжелую нефть обрабатывают в магнитном поле с помощью неодимовых магнитов до снижения вязкости, а затем обработанную нефть смешивают с легкой нефтью до концентрации тяжелой нефти в смеси от 7 до 9%, после чего полученную смесь подвергают кавитационной обработке с последующей атмосферной перегонкой.

edrid.ru

Способ подготовки тяжелой нефти к переработке

Изобретение относится к способу подготовки тяжелой нефти к переработке, включающему эмульгирование нефтепродукта путем интенсивного кавитационного воздействия. Причем до эмульгирования тяжелую нефть обрабатывают в магнитном поле с помощью неодимовых магнитов до снижения вязкости, а затем обработанную нефть смешивают с легкой нефтью до концентрации тяжелой нефти в смеси от 7 до 9%, после чего полученную смесь подвергают кавитационной обработке с последующей атмосферной перегонкой. Технический результат - увеличение выхода светлых фракций при переработке тяжелой нефти от 5 до 7%. 7 ил., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к методам подготовки битуминозной высоковязкой нефти к ее переработке.

Известен способ переработки мазута путем вакуумной ректификации с получением дистиллятных фракций. На жидкую фазу кубового остатка воздействуют акустическими колебаниями частотой 0,1-200 КГц и мощностью 0,2-3 Вт/см2 при остаточном давлении 20-200 мм рт. ст. (авторское свидетельство СССР №1377281, опубл. 29.02.1988 г.).

Недостатком способа являются высокие энергетические затраты на создание глубокого вакуума. Также применение только акустического диапазона частот не обеспечивает надежного разрушения высоковязких сред.

Известны способ подготовки нефти к переработке и устройство для его осуществления (патент РФ №2268284, опубл. 20.01.2006 г.), который включает пропускание нефти через рабочую камеру и одновременное воздействие акустическими колебаниями и гидроударами. Воздействие осуществляют в потоке, причем в поток нефти вводят воду, после чего поток пережимают до образования каверны за зоной пережатия.

Недостатком способа является его невысокая эффективность ввиду дополнительной подачи в нефть воды с ее последующим отделением. Также не имеется сведений об эффективности этого метода на тяжелых высоковязких нефтях.

Известны способ крекинга нефти и нефтепродуктов и установка для его осуществления (патент РФ №2078116, опубл. 27.04.1997 г.), в котором сырье (нефтесодержащий продукт) и диспергирующее вещество подают в зону обработки, ультразвуковую обработку ведут с интенсивностью излучения 1-10 МВт/м2 в замкнутом циркуляционном контуре при статическом давлении в диапазоне от 0,2 до 5 МПа, и осуществляют последующее разделение обработанного сырья на жидкую и парообразные фазы и получение из парообразной фазы конечного продукта.

Недостатками является отсутствие возможности контролировать процесс получения конечных продуктов по причине замкнутого цикла, ведение процесса при высоких температурах и давлении, энергоемкость.

Известен способ ультразвуковой кавитационной обработки жидких сред и расположенных в среде объектов (патент РФ №2455086, опубл. 10.07.2012 г.), согласно которому обработку следует производить в средах, удельное содержание воды или иной жидкой фазы которых превышает 65-70% от общей массы.

Недостатком является отсутствие влияния ультразвукового воздействия на нефть, содержание воды в которой составляет менее 2% масс.

Известен способ кавитационной обработки жидких нефтепродуктов (патент РФ №2455341, опубл. 10.07.2012 г.), принятый за прототип, который состоит в кавитационной обработке жидких нефтепродуктов, включающей эмульгирование нефтепродукта путем интенсивного кавитационного воздействия с последующей рециркуляцией. Обрабатывают непрерывный поток нефтепродукта, при этом часть обработанного нефтепродукта направляют на дальнейшую переработку или сжигание, а остальную часть смешивают с потоком входного необработанного нефтепродукта.

Недостатком данного способа является то, что возникают значительные потери сырья, вызванные сжиганием части обработанных нефтепродуктов. Кроме того, повторная обработка нефтепродуктов приводит к дополнительным затратам.

Технический результат заключается в снижении вязкости тяжелой высоковязкой нефти за счет обработки тяжелой нефти постоянным магнитным полем и в увеличении выхода светлых фракций от 5 до 7% за счет смешения с легкой нефтью, кавитационным воздействием и последующей атмосферной разгонкой.

Технический результат достигается тем, что до эмульгирования тяжелую нефть обрабатывают в магнитном поле с помощью неодимовых магнитов до снижения вязкости, а затем обработанную нефть смешивают с легкой нефтью до концентрации тяжелой нефти в смеси от 7 до 9%, после чего полученную смесь подвергают кавитационной обработке с последующей атмосферной перегонкой.

Способ подготовки тяжелой нефти к переработке поясняется чертежами, где описано:

фиг. 1 - основные свойства неодимовых магнитов,

фиг. 2 - основные свойства ультразвуковой установки,

фиг. 3 - технология подготовки тяжелой высоковязкой нефти к переработке,

фиг. 4 - физико-химические характеристики тяжелой высоковязкой Ярегской нефти и легкой Тэбукской нефти Тимано-Печорского региона,

фиг. 5 - изменение вязкости Ярегской и Тэбукской нефтей до и после магнитного воздействия от 15 до 25 минут,

фиг. 6 - Изменение выхода светлых фракций в результате смешения Ярегской и Тэбукской нефтей,

фиг. 7 - Изменение выхода светлых фракций в результате ультразвуковой обработки смеси Ярегской и Тэбукской нефтей с концентрацией тяжелой нефти 8%.

Способ осуществляется следующим образом.

Подготовленная товарная тяжелая высоковязкая нефть с содержанием массовой доли воды не более 0,5% и механических примесей не более 0,05% по ГОСТ Р 51858-2002. «Нефть. Общие технические условия» проходит через участок трубопровода, оснащенным неодимовыми магнитами, таким образом, чтобы обработка постоянным магнитным полем составляла 20 минут, что позволяет снизить кинематическую вязкость тяжелой нефти с 700 мм2/с до 400-300 мм2/с. Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости». Затем намагнитизированная нефть по трубопроводу направляется в резервуар для смешения с легкой нефтью. Концентрация тяжелой нефти в полученной смеси должна составлять от 7 до 9%. Для улучшения процесса смешения используется обработка ультразвуковым воздействием в течение от 15 до 25 минут интенсивностью от 1,5 до 2 Вт/см2. Затем подготовленное сырье подвергается атмосферной перегонке в колонне К-101, температура низа которой составляет не более 355°С и верха не более 150°С, а давление верха и низа не более 110 и 160 кПа соответственно. В колонне К-101 происходит разделение обработанной нефти на фракции и мазут. Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 2177-99. «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава».

Способ иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Проводится операция по воздействию постоянного магнитного поля на тяжелую высоковязкую нефть Ярегского месторождения Тимано-Печорского региона (фиг. 4). Источниками постоянного магнитного поля являются неодимовые магниты (фиг. 1). Время воздействия составляет от 15 до 25 минут. В результате вязкость тяжелой нефти снижается до 300-400 мм2/с (фиг. 5).

Пример 2. Проводится операция по воздействию постоянного магнитного поля на легкую нефть Тэбукского месторождения Тимано-Печорского региона (фиг. 4). Источниками постоянного магнитного поля являются неодимовые магниты (фиг. 1). Время воздействия составляет от 15 до 25 минут. В результате вязкость тяжелой нефти незначительно увеличивается с 5 до 7,5 мм2/с (фиг. 5).

Пример 3. Проводится операция по смешению Ярегской и Тэбукской нефтей с концентрацией тяжелой нефти от 7 до 9%. В результате компаундирования увеличивается выход светлых фракций относительно расчетных значений (фиг. 6).

Пример 4. Проводится операция по ультразвуковому воздействию (фиг. 2) на смесь Ярегской и Тэбукской нефтей с концентрацией намагниченной тяжелой нефти от 7 до 9% (фиг. 3). Время воздействия составляет 20 минут. В результате атмосферной разгонки по ГОСТ 2177-99. «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава» выход светлых фракций увеличивается выход светлых фракций от 5 до 7% (фиг. 7).

Способ подготовки тяжелой нефти к переработке, включающей эмульгирование нефтепродукта путем интенсивного кавитационного воздействия, отличающийся тем, что до эмульгирования тяжелую нефть обрабатывают в магнитном поле с помощью неодимовых магнитов до снижения вязкости, а затем обработанную нефть смешивают с легкой нефтью до концентрации тяжелой нефти в смеси от 7 до 9%, после чего полученную смесь подвергают кавитационной обработке с последующей атмосферной перегонкой.

www.findpatent.ru

Установка подготовки тяжелых нефтей (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах. Изобретение касается установки подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения. Перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти. Изобретение также касается вариантов установки подготовки тяжелой нефти. Технический результат - снижение капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах.

Известна установка подготовки высоковязкой нефти (см. книгу: Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра, 1983. - С.173-175), включающая сепаратор первой ступени, сепаратор второй ступени, технологические резервуары-отстойники, насос, теплообменник, электродегидраторы, резервуар товарной нефти.

Недостатками данной установки подготовки высоковязкой нефти являются, во-первых, недостаточное качество подготовленной высоковязкой нефти, в частности недостаточная степень ее обессоливания, во-вторых, громоздкость установки, в частности большое количество отстойного оборудования, в-третьих, дополнительные затраты на электроэнергию, связанные с необходимостью применения электрического поля для обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти.

Ближайшим техническим решением является «Установка подготовки тяжелых нефтей и природных битумов» (см. патент RU 2356595, МПК B01D 17/00, опубл. Бюл. №15 от 27.05.2009 г.), включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти или природного битума, нагреватель, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения. Перед ступенью обезвоживания установлен первый рекуперативный теплообменник, а после нее установлены последовательно промежуточная буферная емкость, промежуточный насос, второй рекуперативный теплообменник и ступень глубокого обезвоживания, состоящая из нагревателя для нагрева частично обезвоженной тяжелой нефти, колонны для выпаривания воды, холодильника-конденсатора для охлаждения и конденсации водяных паров, буферной емкости для водного конденсата, насоса для откачки водного конденсата на очистные сооружения, насоса для откачки горячей обезвоженной тяжелой нефти (природного битума) из колонны в товарную буферную емкость последовательно через второй и первый рекуперативные теплообменники.

Недостатками данной установки подготовки тяжелых нефтей и природных битумов являются, во-первых, высокие капитальные и эксплуатационные затраты на изготовление и эксплуатацию дополнительного оборудования на ступени глубокого обезвоживания тяжелой нефти, во-вторых, отсутствие учета товарной тяжелой нефти, что не позволяет контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) при добыче высоковязких нефтей.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются, во-первых, снижение капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки, во-вторых, организация учета товарной тяжелой нефти, что позволит контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой НДПИ при добыче высоковязких нефтей.

Технические задачи решаются установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Новым является также то, что внутреннее коалесцентно-осадительное устройство изготовлено в виде набора кассет с наклонными пластинами.

Новым является также то, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

На чертеже представлена схема установки подготовки тяжелых нефтей.

Установка подготовки тяжелых нефтей включает трубопровод 1 подвода продукции скважин, ступень 2 сепарации газа и предварительного сброса воды, выполненную, например, в виде трехфазного сепаратора 3, оснащенного трубопроводом 4 отвода предварительно обезвоженной тяжелой нефти, трубопроводом 5 отвода газа и трубопроводом 6 отвода воды. После ступени 2 сепарации газа и предварительного сброса воды установка содержит сырьевой насос 7, ступень 8 обезвоживания тяжелой нефти, состоящую из коалесцентора 9, выполненного в виде трубы 10 с внутренними коалесцирующими элементами 11, и отстойника 12, выполненного в виде емкости 13 с внутренней коалесцентно-осадительной секцией 14. Отстойник 12 оснащен трубопроводами 15 и 16 отвода воды и трубопроводом 17 отвода обезвоженной тяжелой нефти. После ступени 8 обезвоживания тяжелой нефти установка содержит товарную буферную емкость 18, оснащенную трубопроводом 19 отвода товарной тяжелой нефти и трубопроводом 20 отвода газа. После товарной буферной емкости 18 установка содержит товарный насос 21 и узел 22 учета товарной тяжелой нефти. Установка также содержит очистные сооружения 23. Перед сырьевым насосом 7 установка может быть оснащена блоком 24 подачи реагента, а перед ступенью 8 обезвоживания тяжелой нефти - нагревателем 25. Кроме того, оборудование установки может быть оснащено теплоизоляцией, а трубопроводы - теплоизоляцией и/или теплоспутниками (для простоты указаны только одна теплоизоляция и один теплоспутник, размещенные на трубопроводе 1 подвода продукции скважин). Внутренняя коалесцентно-осадительная секция 14 отстойника 12 может быть выполнена в виде набора кассет с наклонными пластинами. Использование внутренней коалесцентно-осадительной секции позволяет заметно интенсифицировать процесс укрупнения и осаждения капель воды за счет развитой поверхности данных контактных устройств. Внутренние коалесцирующие элементы 11 коалесцентора 9 могут быть выполнены в виде колец Палля, на поверхности которых также происходит процесс укрупнения капель воды в тяжелой нефти за счет развитой поверхности данных контактных устройств. В качестве внутренней коалесцентно-осадительной секции 14 отстойника 12 и внутренних коалесцирующих элементов 11 коалесцентора 9 могут быть использованы также и другие регулярные (рулонная насадка, сетчатая насадка и т.д.) и насыпные (кольца Рашига, кольца Барада, седла Берля и Инталокс и т.д.) насадки.

Установка подготовки тяжелых нефтей работает следующим образом.

Продукция скважин I, обработанная деэмульгатором в системе нефтесбора, по трубопроводу 1 подвода продукции скважин поступает на ступень 2 сепарации газа и предварительного сброса воды, например в трехфазный сепаратор 3. В трехфазном сепараторе 3 происходит отделение попутного газа II и отделение большей части пластовой воды III. При этом отделившийся попутный газ II по трубопроводу 5 отвода газа направляется на утилизацию (например, на факел), а пластовая вода III по трубопроводу 6 отвода воды - на очистные сооружения 23. Предварительно обезвоженная тяжелая нефть IV из трехфазного сепаратора 3 по трубопроводу 4 отвода предварительно обезвоженной тяжелой нефти прокачивается сырьевым насосом 7 через коалесцентор 9 в отстойник 12. В отстойнике 12 происходит обезвоживание тяжелой нефти до остаточного содержания воды не более 1,0%. При этом отделившаяся вода III из отстойника 12 направляется по трубопроводу 16 отвода воды на вход в трехфазный сепаратор 3, а обезвоженная тяжелая нефть VI по трубопроводу 17 отвода обезвоженной тяжелой нефти - в товарную буферную емкость 18. В случае нормальной работы трехфазного сепаратора 3 без возврата в него воды III с отстойника 12 и при невысоком содержании тяжелой нефти в воде III она может направляться по трубопроводу 15 отвода воды на очистные сооружения 23. Отделившийся в товарной буферной емкости 18 попутный газ II по трубопроводу 20 отвода газа направляется на утилизацию (например, на факел), а товарная тяжелая нефть VII по трубопроводу 19 отвода товарной тяжелой нефти товарным насосом 21 перекачивается через узел 22 учета товарной тяжелой нефти и далее направляется потребителю. В случае поступления продукции скважин I на установку с температурой ниже, чем необходимо для обезвоживания нефти, перед ступенью 8 обезвоживания тяжелой нефти производится ее нагрев в нагревателе 25. При необходимости (например, в случае ухудшения процесса отделения воды в трехфазном сепараторе 3 и/или отстойнике 12) на прием сырьевого насоса 7 производится дозирование деэмульгатора V с помощью блока 24 подачи реагента. В коалесценторе 9 на поверхности внутренних коалесцирующих элементов 11 происходит процесс укрупнения капель воды в тяжелой нефти. После этого обработанная предварительно обезвоженная тяжелая нефть с укрупненными каплями воды поступает в отстойник 12, где на поверхности наклонных пластин внутренней коалесцентно-осадительной секции 14, размещенной в емкости 13, продолжается процесс укрупнения капель воды и ускоряется процесс их осаждения. Для снижения тепловых потерь на установке и предотвращения застывания тяжелой нефти в застойных зонах оборудование и трубопроводы установки могут быть оснащены теплоизоляцией, а трубопроводы могут быть снабжены теплоспутниками, которые представляют собой трубопроводы небольшого диаметра, смонтированные вдоль внешней стенки основного трубопровода, и по которым циркулирует теплоноситель (например, водяной пар, горячая вода, нагретый гликоль и др.).

Предлагаемая установка подготовки тяжелых нефтей имеет следующие преимущества: во-первых, снижаются капитальные и эксплуатационные затраты на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки, во-вторых, становится возможной организация учета товарной тяжелой нефти, что позволяет контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой НДПИ при добыче высоковязких нефтей.

1. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

4. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

6. Установка по п.4 или 5, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

7. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

9. Установка по п.7 или 8, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

10. Установка подготовки тяжелых нефтей, включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения, отличающаяся тем, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

11. Установка по п.10, отличающаяся тем, что внутренняя коалесцентно-осадительная секция изготовлена в виде набора кассет с наклонными пластинами.

12. Установка по п.10 или 11, отличающаяся тем, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

www.findpatent.ru

Установка подготовки тяжелых нефтей (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах. Изобретение касается установки подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения. Перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти. Изобретение также касается вариантов установки подготовки тяжелой нефти. Технический результат - снижение капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах.

Известна установка подготовки высоковязкой нефти (см. книгу: Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра, 1983. - С.173-175), включающая сепаратор первой ступени, сепаратор второй ступени, технологические резервуары-отстойники, насос, теплообменник, электродегидраторы, резервуар товарной нефти.

Недостатками данной установки подготовки высоковязкой нефти являются, во-первых, недостаточное качество подготовленной высоковязкой нефти, в частности недостаточная степень ее обессоливания, во-вторых, громоздкость установки, в частности большое количество отстойного оборудования, в-третьих, дополнительные затраты на электроэнергию, связанные с необходимостью применения электрического поля для обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти.

Ближайшим техническим решением является «Установка подготовки тяжелых нефтей и природных битумов» (см. патент RU 2356595, МПК B01D 17/00, опубл. Бюл. №15 от 27.05.2009 г.), включающая ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти или природного битума, нагреватель, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения. Перед ступенью обезвоживания установлен первый рекуперативный теплообменник, а после нее установлены последовательно промежуточная буферная емкость, промежуточный насос, второй рекуперативный теплообменник и ступень глубокого обезвоживания, состоящая из нагревателя для нагрева частично обезвоженной тяжелой нефти, колонны для выпаривания воды, холодильника-конденсатора для охлаждения и конденсации водяных паров, буферной емкости для водного конденсата, насоса для откачки водного конденсата на очистные сооружения, насоса для откачки горячей обезвоженной тяжелой нефти (природного битума) из колонны в товарную буферную емкость последовательно через второй и первый рекуперативные теплообменники.

Недостатками данной установки подготовки тяжелых нефтей и природных битумов являются, во-первых, высокие капитальные и эксплуатационные затраты на изготовление и эксплуатацию дополнительного оборудования на ступени глубокого обезвоживания тяжелой нефти, во-вторых, отсутствие учета товарной тяжелой нефти, что не позволяет контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) при добыче высоковязких нефтей.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются, во-первых, снижение капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки, во-вторых, организация учета товарной тяжелой нефти, что позволит контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой НДПИ при добыче высоковязких нефтей.

Технические задачи решаются установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Технические задачи решаются также установкой подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, блок подачи реагента для дозирования деэмульгатора, нагреватель, ступень обезвоживания тяжелой нефти с отстойником, товарную буферную емкость, товарный насос и очистные сооружения.

Новым является то, что перед отстойником ступени обезвоживания тяжелой нефти установлен проточный коалесцентор, перед которым размещен нагреватель, а отстойник между входом предварительно обезвоженной тяжелой нефти и выходом товарной тяжелой нефти и выводом воды оснащен внутренней коалесцентно-осадительной секцией, причем после товарного насоса установлен узел учета товарной тяжелой нефти.

Новым является также то, что внутреннее коалесцентно-осадительное устройство изготовлено в виде набора кассет с наклонными пластинами.

Новым является также то, что внутренние коалесцирующие элементы коалесцентора выполнены в виде колец Палля.

На чертеже представлена схема установки подготовки тяжелых нефтей.

Установка подготовки тяжелых нефтей включает трубопровод 1 подвода продукции скважин, ступень 2 сепарации газа и предварительного сброса воды, выполненную, например, в виде трехфазного сепаратора 3, оснащенного трубопроводом 4 отвода предварительно обезвоженной тяжелой нефти, трубопроводом 5 отвода газа и трубопроводом 6 отвода воды. После ступени 2 сепарации газа и предварительного сброса воды установка содержит сырьевой насос 7, ступень 8 обезвоживания тяжелой нефти, состоящую из коалесцентора 9, выполненного в виде трубы 10 с внутренними коалесцирующими элементами 11, и отстойника 12, выполненного в виде емкости 13 с внутренней коалесцентно-осадительной секцией 14. Отстойник 12 оснащен трубопроводами 15 и 16 отвода воды и трубопроводом 17 отвода обезвоженной тяжелой нефти. После ступени 8 обезвоживания тяжелой нефти установка содержит товарную буферную емкость 18, оснащенную трубопроводом 19 отвода товарной тяжелой нефти и трубопроводом 20 отвода газа. После товарной буферной емкости 18 установка содержит товарный насос 21 и узел 22 учета товарной тяжелой нефти. Установка также содержит очистные сооружения 23. Перед сырьевым насосом 7 установка может быть оснащена блоком 24 подачи реагента, а перед ступенью 8 обезвоживания тяжелой нефти - нагревателем 25. Кроме того, оборудование установки может быть оснащено теплоизоляцией, а трубопроводы - теплоизоляцией и/или теплоспутниками (для простоты указаны только одна теплоизоляция и один теплоспутник, размещенные на трубопроводе 1 подвода продукции скважин). Внутренняя коалесцентно-осадительная секция 14 отстойника 12 может быть выполнена в виде набора кассет с наклонными пластинами. Использование внутренней коалесцентно-осадительной секции позволяет заметно интенсифицировать процесс укрупнения и осаждения капель воды за счет развитой поверхности данных контактных устройств. Внутренние коалесцирующие элементы 11 коалесцентора 9 могут быть выполнены в виде колец Палля, на поверхности которых также происходит процесс укрупнения капель воды в тяжелой нефти за счет развитой поверхности данных контактных устройств. В качестве внутренней коалесцентно-осадительной секции 14 отстойника 12 и внутренних коалесцирующих элементов 11 коалесцентора 9 могут быть использованы также и другие регулярные (рулонная насадка, сетчатая насадка и т.д.) и насыпные (кольца Рашига, кольца Барада, седла Берля и Инталокс и т.д.) насадки.

Установка подготовки тяжелых нефтей работает следующим образом.

Продукция скважин I, обработанная деэмульгатором в системе нефтесбора, по трубопроводу 1 подвода продукции скважин поступает на ступень 2 сепарации газа и предварительного сброса воды, например в трехфазный сепаратор 3. В трехфазном сепараторе 3 происходит отделение попутного газа II и отделение большей части пластовой воды III. При этом отделившийся попутный газ II по трубопроводу 5 отвода газа направляется на утилизацию (например, на факел), а пластовая вода III по трубопроводу 6 отвода воды - на очистные сооружения 23. Предварительно обезвоженная тяжелая нефть IV из трехфазного сепаратора 3 по трубопроводу 4 отвода предварительно обезвоженной тяжелой нефти прокачивается сырьевым насосом 7 через коалесцентор 9 в отстойник 12. В отстойнике 12 происходит обезвоживание тяжелой нефти до остаточного содержания воды не более 1,0%. При этом отделившаяся вода III из отстойника 12 направляется по трубопроводу 16 отвода воды на вход в трехфазный сепаратор 3, а обезвоженная тяжелая нефть VI по трубопроводу 17 отвода обезвоженной тяжелой нефти - в товарную буферную емкость 18. В случае нормальной работы трехфазного сепаратора 3 без возврата в него воды III с отстойника 12 и при невысоком содержании тяжелой нефти в воде III она может направляться по трубопроводу 15 отвода воды на очистные сооружения 23. Отделившийся в товарной буферной емкости 18 попутный газ II по трубопроводу 20 отвода газа направляется на утилизацию (например, на факел), а товарная тяжелая нефть VII по трубопроводу 19 отвода товарной тяжелой нефти товарным насосом 21 перекачивается через узел 22 учета товарной тяжелой нефти и далее направляется потребителю. В случае поступления продукции скважин I на установку с температурой ниже, чем необходимо для обезвоживания нефти, перед ступенью 8 обезвоживания тяжелой нефти производится ее нагрев в нагревателе 25. При необходимости (например, в случае ухудшения процесса отделения воды в трехфазном сепараторе 3 и/или отстойнике 12) на прием сырьевого насоса 7 производится дозирование деэмульгатора V с помощью блока 24 подачи реагента. В коалесценторе 9 на поверхности внутренних коалесцирующих элементов 11 происходит процесс укрупнения капель воды в тяжелой нефти. После этого обработанная предварительно обезвоженная тяжелая нефть с укрупненными каплями воды поступает в отстойник 12, где на поверхности наклонных пластин внутренней коалесцентно-осадительной секции 14, размещенной в емкости 13, продолжается процесс укрупнения капель воды и ускоряется процесс их осаждения. Для снижения тепловых потерь на установке и предотвращения застывания тяжелой нефти в застойных зонах оборудование и трубопроводы установки могут быть оснащены теплоизоляцией, а трубопроводы могут быть снабжены теплоспутниками, которые представляют собой трубопроводы небольшого диаметра, смонтированные вдоль внешней стенки основного трубопровода, и по которым циркулирует теплоноситель (например, водяной пар, горячая вода, нагретый гликоль и др.).

Предлагаемая установка подготовки тяжелых нефтей имеет следующие преимущества: во-первых, снижаются капитальные и эксплуатационные затраты на подготовку тяжелой нефти за счет упрощения конструкции оборудования установки, во-вторых, становится возможной организация учета товарной тяжелой нефти, что позволяет контролировать количество подготавливаемой нефти, а также, по возможности, воспользоваться льготной ставкой НДПИ при добыче высоковязких нефтей.

bankpatentov.ru

Анализ эффективности интенсифицирующих устройств для процесса подготовки тяжелых нефтей // Нефтехимия // Наука и технологии

В связи с истощением запасов традиционного углеводородного сырья большой интерес представляет разработка и подготовка ранее не использовавшихся запасов высоковязких нефтей.

Подготовка этих нефтей осложнена их специфическими физико-химическими свойствами и поэтому требует применения таких способов интенсификации как значительный подогрев (до 100 °С и выше), разбавление, выпаривание, повышение расхода реагента-деэмульгатора

При разработке месторождений с осложненными физико-геологическими условиями появляются значительные трудности, которые сильно ограничивают возможности применения стандартного оборудования.

В таких условиях необходимо использование альтернативных способов, например, применение интенсифицирующих устройств.

Физико-химические свойства продукции скважин Ашальчинского месторождения приведены в таблице 1.Нефть тяжелая, вязкая, высокосмолистая, образует на глобулах воды прочные бронирующие оболочки, состоящие из смол и асфальтенов. Вода слабо минерализована и вследствие небольшого отличия ее плотности от плотности нефти гравитационное отстаивание эмульсии происходит медленно.

Основное влияние на скорость осаждения капель оказывают разность плотностей фаз эмульсии, диаметры капель и вязкости сплошной среды. Исходя из условий обеспечения максимальной скорости осаждения, традиционная технология предусматривает подогрев эмульсии перед ее отстаиванием, так как это приводит к снижению вязкости нефти, способствует разрушению бронирующих оболочек и увеличению скорости движения капель.

При этом более эффективным является предварительное укрупнение капель диспергированной фазы с использованием смесительных элементов. Поэтому перед отстаиванием необходимо осуществление операций по предварительному укрупнению капель воды до размеров, обеспечивающих требуемую скорость расслоения эмульсии.

Механизм укрупнения дисперсной фазы в процессе коалесценции капель, сталкивающихся под воздействием турбулентных пульсаций, аналогичен механизму коагуляции коллоидных суспензий под влиянием броуновского движения.

При достаточно интенсивном термохимическом режиме подготовки нефти (общее содержание деэмульгатора в нефти 200 - 250г/т, температура среды 80 - 90 оС) до остаточ-ного содержания воды не более 1 % требуемая продолжительность отстаивания составляет не менее 16 ч, а при обезвоживании до 0,5 % - несколько суток, что приводит к необходимости применения большого количества стандартного пустотелого емкостного оборудования, то есть к существенному увеличению капитальных затрат.

Существует множество способов ускорить процесс подготовки подобных нефтей. Одним из простейших является воздействие на эмульсию с помощью приемов, тенсифицирующих процессы перемешивания исходной эмульсии с реагентом деэмульгатором, укрупнения капель воды и их последующего осаждения.

С целью изучения воздействия различных смесительных и коалесцирующих элементов на агрегативную устойчивость эмульсии был созданлабораторный стенд (рисунок 1), позволяющий оценить эти воздействия в широком диапазоне изменения отстаивания и обводненности эмульсии, дозировке реагента-деэмульгатора, а также скорости и времени прохождения эмульсии через эти элементы.

На стенде эмульсия обрабатывалась в коалесцерах и смесителях, закрепленными в перемешивающем устройстве, с помощью которого задавалась скорость и продолжи-тельность вращения в заданных интервалах предполагаемой области исследования.

Эксперименты проводились при следующих условиях: обводненность эмульсии 20 %, температура 90±1 градусов Цельсия, время отстаивания до 6 часов, дозировка реагента-деэмульгатора 200 г/т нефти.

По полученным данным многофакторных экспериментов строились графические зависимости остаточного содержания воды в нефти от скорости и продолжительностивоздействия на эмульсию (рисунки 2 и 3).

Из рисунка 2 видно, что увеличение скорости и времени обработки оказывает положительное влияние на эффективность смесительного устройства, а из рисунка 3 следует, чтолучший результат дает обработка коалесцером спустя некоторое время после начала отстаивания при максимальных в области исследования скоростях.

Для подтверждения предположений о происходящих изменениях в структуре эмульсии в процессе ее отстаивания выполнялось фотографирование проб с помощью микроскопа со стократным увеличением

По результатам лабораторных исследований эффективности интенсифицирующих устройств установлено, что их существенно улучшает процесс обезвоживания нефти и позволяет получить нефть с меньшим в 1,5 - 2 раза остаточным содержанием воды.

neftegaz.ru

способ подготовки тяжелой высоковязкой нефти - патент РФ 2332249

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам подготовки нефти, и может быть использовано для подготовки тяжелой высоковязкой нефти, которая входит в состав эмульсий со слабоминерализованной водой. Продукция скважин направляется в отстойник предварительного обезвоживания и сепарации газа при температуре продукции скважин. После отделения части пластовой воды и отбора газа поток через теплообменник перекачивается в отстойник предварительного обезвоживания, в котором производится нагрев посредством теплоносителя и отстаивание нефти при промежуточной температуре. Предварительно обезвоженная нефть с объемной долей воды не более 10% смешивается с легким углеводородным разбавителем и далее направляется в отстойники-разделители, в которых поддерживается промежуточная температура. Из отстойников-разделителей нефть с объемной долей воды менее 0,5% (не менее 2/3 всего объема) откачивается в буферную емкость, а оставшаяся нефть - в отстойник окончательного обезвоживания для отстаивания при предельной температуре и далее в буферную емкость. Технический результат состоит в снижении затрат на нагрев при окончательном обезвоживании. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Рисунки к патенту РФ 2332249

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам подготовки нефти, и может быть использовано для подготовки тяжелой высоковязкой нефти, которая входит в состав эмульсий со слабоминерализованной водой.

Известен способ совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов (см. патент RU 2189846, В01D 17/04, опубл. БИ № 27 от 27.09.2002 г.), включающий подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступеней, сброс воды из резервуара предварительного сброса воды, обезвоживание и обессоливание, вывод промежуточного слоя из резервуара предварительного сброса воды с последующим нагревом его в теплообменнике и осуществление разделения его на нефть, воду и шлам в узле разделения фаз, причем перед нагревом промежуточного слоя в теплообменнике осуществляют смешение его в смесителе с нефтесодержащим шламом, который подают в смеситель заборным устройством из нефтешламонакопителя, при этом нагрев полученной смеси в теплообменнике проводят до температуры 90-135°С, а в качестве узла разделения фаз используют установку с создаваемым в ней эффектом гидроциклона, коалесценцией и вакуумным отпариванием углеводородной и твёрдой частей смеси, в которую подогретую смесь вводят тангенциально под давлением 1,6-2,0 атмосферы.

Основным недостатком указанного способа сбора и подготовки нефти является то, что он не предусматривает возможности деления объема обрабатываемого сырья на части, каждая из которых требует различных параметров обработки для получения товарной нефти, что приводит к увеличению энергетических затрат на её подготовку.

Известен способ подготовки тяжелой высоковязкой нефти (см. авторское свидетельство SU 1599042, В01D 17/00, опубл. БИ № 38 от 15.10.1990 г.), включающий подачу разбавителя перед транспортом до сепарационного пункта при температуре выше 25°С, ввод деэмульгатора, сепарацию в одну ступень, предварительный сброс воды, вывод обезвоженной и обессоленной нефти из напорных аппаратов, окончательную сепарацию, причем в качестве разбавителя используют газонасыщенную нефть при соотношении объёмов 100-500 т/сут тяжелой нефти на 2000-2400 т/сут газонасыщенной и во время транспорта поддерживают давление 2,5-6,4 МПа и развитый турбулентный режим с Re=5·(104-106 ).

Основным недостатком указанного способа подготовки нефти является неоптимальность проведения нагрева нефти, в результате чего производятся излишние затраты при его осуществлении.

Технической задачей изобретения является снижение затрат на нагрев при проведении процесса подготовки, повышение эффективности процесса обезвоживания при соблюдении требований к качеству товарной нефти.

Техническая задача решается предлагаемым способом, включающим сбор продукции скважин, обработанной деэмульгатором, сепарацию газа, предварительное обезвоживание при температуре продукции скважин, ввод разбавителя, нагрев нефти до предельной температуры, достаточной для получения нефти с объёмной долей воды менее 0,5% и вывод обезвоженной нефти в буферную емкость после окончательного обезвоживания при этой температуре.

Новым является то, что перед нагревом до предельной температуры после предварительного обезвоживания производят нагрев нефти до подбираемой опытным путем промежуточной температуры, после чего вводят разбавитель в предварительно обезвоженную нефть, обезвоживают ее при той же промежуточной температуре, достаточной для получения не менее 2/3 объёма обезвоженной нефти с объёмной долей воды менее 0,5%, которую сразу отбирают в буферную емкость, а оставшуюся обезвоженную нефть направляют после нагрева до предельной температуры на окончательное обезвоживание и выводят в буферную емкость.

Новым является также то, что в разбавитель дозируют деэмульгатор.

Новым является также то, что нагрев нефти осуществляют внутренними и/или внешними нагревателями.

Новым является также то, что в качестве разбавителя используют лёгкие нефтепродукты или легкую товарную нефть.

Принципиальная технологическая схема, приведённая на чертеже, поясняет сущность изобретения.

Продукция скважин I собирается на групповых замерных установках (ГЗУ) 2, где в нее дозируется деэмульгатор II, и направляется в отстойник 3 предварительного обезвоживания и сепарации газа при температуре продукции скважин. После отделения части пластовой воды III и отбора газа IV нефть насосом внутренней перекачки 4 через теплообменник 5 перекачивается в отстойник предварительного обезвоживания 6, в котором производится нагрев посредством теплоносителя (т/н) и отстаивание нефти при промежуточной температуре. Предварительно обезвоженная нефть с объёмной долей воды до 15% далее, после смешения с лёгким углеводородным разбавителем V, направляется в отстойники-разделители 7, работающие в режиме последовательного заполнения, отстаивания и выведения жидкости, в которых посредством теплоносителя поддерживается промежуточная температура. Из отстойников-разделителей 7 нефть с объемной долей воды менее 0,5% (не менее 2/3 всего объема) насосом 8 через теплообменник 5 откачивается в буферную емкость 11, а оставшаяся нефть насосом 8 (откачку производят попеременно) через нагреватель 9 - в отстойник окончательного обезвоживания 10, в котором отстаивание производится при предельной температуре и далее через теплообменник 5 направляется в буферную емкость 11. Из буферной емкости 11 товарная нефть VI откачивается насосом внешней откачки 12. Отделившаяся в отстойниках предварительного и окончательного обезвоживания 3, 6, 7, 10 вода направляется в ёмкость для сбора сточной воды 13 и далее на очистку. Дренаж VII из отстойника окончательного обезвоживания 10 и пленочная нефть VIII из емкости для сбора сточной воды 13 подаются на приём насоса внутренней перекачки 4. Отделившийся в отстойнике 3 газ IV направляется на переработку.

Для решения поставленной технической задачи производится разделение объема обезвоживаемой нефти на части по степени необходимого воздействия после оптимальной обработки деэмульгатором и смешения с разбавителем. При этом максимальному воздействию подвергается не весь объем подготавливаемой нефти, что позволяет снизить необходимые затраты на нагрев при окончательном обезвоживании.

Способ обосновывается следующим образом.

В лабораторных условиях были проведены эксперименты с эмульсией, образованной тяжелой высоковязкой нефтью и слабоминерализованной водой в равных долях. Результаты, полученные в экспериментах, приведены в таблице. Длительное - в течение четырех и восьми часов - статическое отстаивание после обработки деэмульгатором в количестве 250...280 г/т привело к выделению до 30% при 20°С и до 75% при 40°С эмульгированной воды. Дополнительное шестнадцатичасовое статическое отстаивание при стандартных условиях не привело к снижению остаточной объемной доли воды в данной эмульсии до величины менее чем 9,3%. Дозирование в пробы, обработанные деэмульгатором в количестве 250 и 280 г/т, дистиллята плотностью 715 кг/м 3 из расчета 25% к объему углеводородной части эмульсии и статическое отстаивание в течение 8...10 часов при температуре 40°С или 6 часов при 40°С и 15 ч без нагрева позволили получить нефть со средневзвешенным значением остаточной объёмной доли воды от 0,83 до 2,88%. При этом в верхней части объёма подвергшихся указанному воздействию проб (не менее 3/4 всего объема) объёмная доля воды не превысила нормируемого по ГОСТ Р 51858-2002 значения для товарной нефти - 0,5%. Сопоставимые результаты получены как при дозировании всего указанного количества деэмульгатора на ступени предварительного обезвоживания (I ступень), так и при дробном дозировании на ступенях предварительного (I ступень) и окончательного (II ступень) обезвоживания (см. таблицу, поз. 8, 9-11, 14-15). С учетом того, что плотность воды в составе эмульсии составляла не более 1003 кг/м3 и концентрация хлористых солей не превышала 3000 мг/дм 3, при объёмной доле воды в нефти менее 0,5% их концентрация составляла менее 100 мг/дм3, что соответствует требованиям I группы качества нефти по ГОСТ Р 51858-2002. Для достижения показателей товарной нефти в оставшихся объемах проб оказалось достаточным пяти-шестичасовое статическое отстаивание при 70°С (см. таблицу, поз. 16 19, 21).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа достигается за счёт снижения затрат на нагрев нефти на величину от 5 до 15%. В вышеприведенном примере средняя величина снижения затрат на нагрев нефти составила 13,5%. При расчете было принято, что после статического отстаивания при 20°С из всего объема обрабатываемой эмульсии тяжелой высоковязкой нефти отделилось 22,5% эмульгированной воды, при последующем статическом отстаивании при 40°С (сначала без дистиллята, а затем с его добавлением) - до 90%, а отстаиванию при 70°С подвергалась только 1/4 объема пробы с объемной долей воды в среднем 8%. При этом в расчетах было принято, что среднее значение удельной теплоемкости воды в указанном интервале температур приблизительно в 2 раза превышает аналогичный показатель для нефти.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ подготовки тяжелой высоковязкой нефти, которая входит в состав эмульсии со слабоминерализованной водой, включающий сбор продукции скважин, обработанной деэмульгатором, сепарацию газа, предварительное обезвоживание при температуре продукции скважин, ввод разбавителя, нагрев нефти до предельной температуры, достаточной для получения нефти с объемной долей воды менее 0,5% и вывод обезвоженной нефти в буферную емкость после окончательного обезвоживания при этой температуре, отличающийся тем, что перед нагревом до предельной температуры после предварительного обезвоживания производят нагрев нефти до подбираемой опытным путем промежуточной температуры, после чего вводят разбавитель в предварительно обезвоженную нефть, обезвоживают ее при той же промежуточной температуре, достаточной для получения не менее 2/3 объема обезвоженной нефти с объемной долей воды менее 0,5%, которую сразу отбирают в буферную емкость, а оставшуюся обезвоженную нефть направляют после нагрева до предельной температуры на окончательное обезвоживание и выводят в буферную емкость.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в разбавитель дозируют деэмульгатор.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев нефти осуществляют внутренними и/или внешними нагревателями.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве разбавителя используют легкие нефтепродукты или легкую товарную нефть.

www.freepatent.ru