Способ подготовки тяжелых высоковязких нефтей на промыслах. Подогрев высоковязкой нефти на промыслах


Способ деэмульгирования тяжелой высоковязкой нефти на промыслах

 

Союз Советских

Социалистических

Республик

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ ()825590

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву (5 )М. К.з

С 10 G 33/04 (22) Заявлено 090479 (21) 2751223/23-04 с присоединением заявки М (23) Приоритет

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (53) УДК 66.066.е.

:665.5(088.8) Опубликовано 300481.Бюллетень No 16

Дата опубликования описания 30.0481 (72) Авторы изобретения . И. Кулаков и С. К. Яровая

Северо-Кавказский государственный научно- исследовательский и проектный институт нефтяной промышлейноб 1й(71) Заявитель (54) СПОСОБ ДЕЭМУЛЬГИРОВАНИЯ ТЯЖЕЛОЙ

ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ

Изобретение относится к обезвоживанию высоковязких нефтей, в том числе ловушечных амбарных нефтяных эмульсий.

Известен способ термохимического обезвоживания нефти путем введения в нее деэмульгаторов (1).

Недостатком указанного способа является то, что при подготовке высоковязких нефтей необходим высокий расход деэмульгатора. Подготовка нефти должна осуществляться при высокой температуре (80-120 C), необходим длительный отстой нефти (более 6 ч). Отмеченные недостатки приводят к большим затратам теплоты на подогрев не только нефти, но и больших количеств .воды, особенно в пери- од интенсивного обводнения продукции скважин.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ деэмульгирования тяжелой высоковязкой нефти на промыслах в две ступени, включающий разбавление нефти углеводородным растворителем, в присутствии деэмульгатора, термическую обработку и частичное обезвоживание с последующим окончатель- ным обезвоживанием. В качестве угле- водородного растворителя используют лигроин, бензин. Причем на первой ступени осуществляют деэмульгирование в присутствии деэиульгатора, а на второй — без него 2 .

Недостатком способа является длительное время отстоя и большой расход растворителя.

Цель изобретения — повыаение про» изводительности процесса.

Поставленная цель достигается тем, что в способе деэмульгирования тяжелой высоковязкой нефти на промыслах в две ступени, включающем разбавление нефти углеводородным растворителем в присутствии деэмульгаторат термическую обработку и частичное обезвоживание с последующим окончательным обезвоживанием, в качестве

2О углеводородного растворителя используют смесь бензола с н-бутиловым спиртом, взятым в количестве

40-60 об.Ъ по отношению к общему объему смеси. I

При этом нефть разбавляют углеводородным растворителем, взятым в количестве 3-..10 об.Ъ по отношению к нефти.

На чертеже приведена схема устройства для осуществления способа.

825590

Пример. Нефть месторождения шклово, подаваемую из резервуара 1 с объектов промыслового сбора. насосом 2, характеризукщуюся высокой плотностью (Я 0 = 0,8879), высокой вязкостью (Я при 50 С 16,4 сСт), большим содержанием асфальтосмолистых веществ (смол 11,84%, асфальтенов 4,96%) с обводненностью 65%, обрабатывают горячей балластной водой при 20-40 С и разбавляют растворитео лем — смесью бензола н-бутиловым спиртом, взятым в количестве 4060 об.3 по отношению к общему объему смеси, в количестве 3-10% от объема нефти в присутствии деэмульгатора— диссольвана 4411 в количестве 200г/т нефти. Производят тщательное перемешивание нефти с комплексным растворителем. При этом происходит снижение вязкости и плотности нефти и снижается прочность адсорбционных слоев на глобулах воды.

Разбавленная растворителем нефтяная эмульсия направляется в теплообменник 3, в котором утилизируется теплота подготовленной нефти и происходит нагрев эмульсии до 50-60 С, что приводит к частичному разрушению водонефтяной эмульсии.

Подогретая обводненная нефть, обработанная растворителем, деэмульгатором и балластной водой, направляется в аппарат 4 предварительного сброса воды, снабженный регулятором

5 уровня воды. Действие растворителя вместе с деэмульгатором и балластной водой в подогретой нефти приводит к частичному разрушению эмульсии и предварительному обезвоживанию сырой нефти. Вода, отделившаяся в аппарате 4 предварительного сброса, направляется на блок 6 азеотропной перегонки. Нефть после предварительного сброса воды с обводнением 20ЗОЪ подается на подогрев в подогреватель 7, где нагревается до 800С. После подогрева в поток частично обезвоженной нефти дополнительно вводит ся комплексный растворитель — смесь бензола с н-бутиловым спиртом, взятым в количестве 40-60 об.Ъ по отношению к бензолу, в количестве 310% от объема нефти в присутствии деэмульгатора — дмссольвана 4411 и горячей балластной воды в количестве

10-50% от объема нефти.

Затем нефтяная эмульсия направляется в. каплеобразователь 8, где за счет обеспечения оптимального гидродинамического режима течения эмульсии обеспечиваются массообменные процессы, коалесценция, укрупнение глобул воды и подготовка эмульсии к окончательному расслоению.

Регулирование гидродинамического режима течения обеспечивается путем изменения подачи балластной воды и растворителя с помощью узла 9 регулирования.

Далее, в отстойнике 10 нефть окончательно обезвоживают, в результате чего получают нефть с содержанием воды 0,5-0,2% при времени отстоя 1,52,0 ч.

После окончательного обезвоживания нефть подается на блок 11 стабилизации, где она доводится до товарной кондиции путем отгонки из нее легких фракций нефти и растворителя.

Извлеченные при стабилизации легкие фракции нефти и растворителя подаются через теплообменник 12 на блок 13 охлаждения, где они конденсируются.

Сконденсировавшуюся смесь растворителя с легкими нефтяными фракциями частично возвращают в процесс, а частично передают на блок 14 фракционирования, где происходит разделение смеси на растворитель и легкие фракции нефти.

Извлеченный при разделении на блоке 14 фракционирования растворитель подается в емкость 15 и оттуда насосом возвращается в процесс по ли-. нии 16.

Извлеченные при разделении на установке фракционирования легкие фракции нефти возвращаются в подготовленную нефть и передаются в резервуар 17 товарной нефти по линии 18.

На блоке б азеотропной перегонкой отделяют растворитель из воды и возвращают его в процесс.

Результаты проведения деэмупьгирования по предлагаемому способу приведены в таблице (дозировка диссольвана 4411 во всех опытах 200 r/T нефти). Определяются такие параметры процесса как количество выделившейся воды, время отстоя, а также коэффициент светопоглощения, характеризующий растворяющую способность растворителей по отношению к природному стабилизатору нефти °

825590

ОТСТОЯ р

1 1

Растворитель

Время

Бензин 116,35

40 О О

О 0

О

О

То же

5 . 80 6,03 7,53 7,53 7,53. 10

Керосин 169,8

3 80 0 0

О О

О О

О

60 О О

Н-Бутило- 36, 73 вый спирт

О

О О ° О

О

60 О. О

О О

Бензол 242,13

10

3 40 О О

О . О

О О

О О

О

То же

3 80 54,3 60,2 75,4 75,4

3 60 1,25 7,5

11,25 15,0

8,75 11,25

0,25 5,0

То же

Коэффициент свето-. поглошения

40 об.В 2860,3

"-О4Н 90Н+

+ 60 об.Ъ

С6Н 6

50 об.Ъ 2520,8

H=C4Н 0Н+

+50 об.Ъ

° С НВ

Доз ировка . растворителя, об.Ъ к нефти

Температура

ОТстоя, с

0,5 1,0 1,5 2,0

Количество выделившейся воды, % от содержашейся

60 6,03 6,03 6,03 6,03

6,03 6,03,6,03 6,03

6,03 7,53 7,53 7,53

60 0 1,5 22,3 29,5

12,7 34,7 97,7 37,7

33,2 36,1 39,1 42,1

60,2 75,4 91,3 91 3

66,2 81,3 91;3 91,3

6.,25 41,25 60,0 68,75

10 . 1,25 5,0 10,62 15,0

1,25 6,25 6,87 28,75

45,0 83,75 98,75 98,75

825590

Продолжение таблицы

Время отстоя. ч (Коэффициент светоРастворитель

Температура отстоя оС

0,5 1,0 1,5 2,0 поглоь щения

Количество выделившейся воды, Ъ от содержащейся

60 об.Ъ 2430, l

Н=С4ндон+

+40 об.В

С6 Н6

3 60 3,75 6,25 7,5 10,0

5 6,25 8,75 15,62 25,62

43,75 78,75 87,5 93,75

80 3,75 8,75 25,0 33,75

То же

5,0 40,0 48,75 72,5

100 100

93,75 100

10 ф

Коэффициент светопоглощения насыщенных растворов стабилизатора Ахловской нефти в различных растворителях при 20 С.

Формула изобретения

1. Способ деэмульгирования тяжелой высоковязкой нефти на промыслах в две ступени, включающий разбавление нефти углеводородным растворителем в присутствии деэмульгатора, 35 термическую обработку . и частичное обезвоживание с последующим окончательным обезвоживанием, о т л и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения производительности процесса, в качестве углеводородного растворителя используют смесь бенэола с н-бутиловым спиртом, взятым в колиДозировка растворителя, об.% к нефти честве 40-60 об.% по отношению к общему объему смеси.

2. Способ по п.1, о т л и ч а ю— щ и.й с я тем, что нефть, разбавляют углеводородным растворителем,:взятым в количестве 3-10 об.Ъ по отношению к нефти.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Труды ТуркменЙИПИнефти. Вып.13., Баку, 1974, с.123-126.

2. Авторское свидетельство СССР

9 180724, кл. С 10 G 33/04, опублик.

1966 (прототип).

Составитель Н. Кириллова

Редактор В. Петраш Техред:М.Табакович Корректор Н. Швыдкая Заказ 2488/63 Тира к 548 Подписное

ВНИИПИ Росударственного комитета СССР о делам изобретений и открытый

113035, Москва, Ж-35,. Раушская ыаб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

     

www.findpatent.ru

Перекачка высоковязкой и застывающей нефти, страница 13

Подогрев нефти перед закачкой в трубопровод можно производить как в резервуарах, так и в специальных теплообменных аппаратах. Однако подогрев в резервуарах производится только до температуры, обеспечивающей выкачку нефти с заданной производительностью. Дело в том, что нагрев нефти в резервуарах до начальной температуры перекачки нецелесообразен из-за больших потерь тепла в окружающую среду и увеличения потерь легких (наиболее ценных) фракций нефти. Нефть в резервуарах нагревается с помощью трубчатых теплообменников. В качестве теплоносителя используется водяной пар, иногда горячая вода или горячая нефть. Применяются стационарные (змеевиковые или секционные) подогреватели, располагающиеся над днищем резервуара с уклоном по ходу теплоносителя для  удаления конденсата и обеспечивающие общий подогрев всей массы нефти в резервуаре.

Разогретая в резервуарах нефть забирается подпорными насосами и подается в дополнительные подогреватели (если позволяет величина подпора) или в основные насосы, которые прокачивают нефть через подогреватели в магистральный трубопровод. С точки зрения безопасности эксплуатации подогревателей и повышения эффективности работы основных насосов их надо устанавливать после подогревателей. На промежуточных насосно-тепловых станциях при перекачке по системе “из насоса в насос” подогреватели  должны устанавливаться только на всасывающих линиях. В этом случае нефть поступает в насосы с высокой температурой, т.е. к.п.д. насосов будет высокий.

Через подогреватели можно пропускать весь поток транспортируемой нефти или только часть ее. В первом случае вся нефть нагревается до заданной температуры перекачки Тн, во втором - часть нефти нагревается до значительно более высокой температуры, а на входе в трубопровод смешивается с холодным потоком. Во втором случае существует опасность разгонки нефти. Чтобы ее предотвратить в подогревателях надо поддерживать повышенное давление, что требует установки перед ними специальных насосов, а это не экономично.

На магистральных “горячих” трубопроводах применяются паровые и огневые подогреватели. Среди паровых наибольшее распространение  получили многоходовые теплообменники с плавающей головкой. Они удобны в эксплуатации, компактны, доступны для осмотра и ремонта. Для улучшения теплообмена и удобства обслуживания нефть пропускают через трубки, а пар - через межтрубное пространство. Обнаружение нефти в конденсате указывает на выход подогревателя из строя. В этом случае его останавливают, прекратив поступление нефти. После слива ее остатков  подогреватель продувают паром и отключают от паровой линии.

В последние годы на “горячих” магистральных трубопроводах начали применяться огневые подогреватели. Такими подогревателями, в частности, оборудован крупнейший в мире “горячий” нефтепровод Узень-Гурьев-Куйбышев. Принципиальная схема радиантно-конвекционной печи Г9ПО2В показана на рис. 2.12.

Все пространство печи, смонтированной в металлическом каркасе 1, разделено на 2 зоны: радиантную I и конвекционную II. Радиантная зона в свою очередь поделена на две части стенкой 2 из огнеупорного кирпича, размещенной вдоль оси печи. В нижней части печи установлены по шесть форсунок 3 с воздушным распылением топлива. Топливом на нефтепроводе Узень-Гурьев-Куйбышев является транспортируемая нефть. Однако форсунки позволяют сжигать и газообразное топливо.

В радиантной зоне печи на кронштейнах уложены трубы змеевика 4, по которому течет нефть. Нагрев нефти в этой зоне осуществляется в основном за счет лучистой энергии факела. Продукты  сгорания проходят затем в конвективную зону, где передача тепла текущей по трубкам нефти осуществляется за счет конвекции. Из конвективной зоны печи продукты сгорания через дымовую трубу 5 выбрасывается в атмосферу.

Регулирование тяги в печи осуществляется с помощью шибера 6. Стены печи покрыты изнутри огнеупорной обмуровкой, а снаружи тепловой изоляцией.

vunivere.ru

Способ подготовки тяжелых высоковязких нефтей на промыслах

 

Всесоюзная акти[email protected]тнитеоюва

Взамен ранее изданного

Союз Советскик

Социапнстическиз

Республик

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИ ТВЛЬСТВУ (6l ) Донолиительное к авт. санд-ву— (22)Заявлено 14.09. 77 (21) 2522270/23-04 с присоединением заявки М— (23) П риоритет— (Sl) M. Кл.

С 10 G 33/04 (осударственный квинтет

СССР во делам кэебретенкй н открытий

Опубликовано 15. 08. 81.Бюллетень % 30

Дата опубликования описания 15 р8 81 (53) УДК 565.622..43.065..6 (088.8) (72) Авторы изобретения

П. И. Кулаков, К. Г. Тавасиев, С. А. Заруцкий, Л. П. Золотухина и С. К. Яровая

Северо-Кавказский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промьппленности (71) Заявитель (54) СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ТЯЖЕЛЬЕ ВЫСОКОВЯЗКИХ

НЕФТЕЙ НА ПРОМЫСЛАХ

Изобретение относится к области подготовки нефти на промыслах.

Известен способ подготовки нефти, заключающийся в многоступенчатой газосепарации, обработка нефти балластными водами, вводимыми в поток перед концевой ступенью сепарации, термической обработке ее с последующей коалесценцией, обезвоживанием и обессоливанием Г1).

Известный способ не позволяет по16 лучить нефть высокого качества, так как введение балластных воц в слабо-, гаэированную нефть не обеспечивает качественного перемешивания бапластных вод с сырой нефтью. Недостаткаает тз данного способа являются также большие потери тепла и легких нефтепродуктов в резервуарах.

Известен способ подготовки нефти

26 путем сепарации с обработкой балластными водами, предварительного отстоя, нагрева с последующей абработкой балластными водами, выделенными при предварительном отстое, коалесценцией и окончательным отстоем 523.Недостатком способа является большой расход тепла, Наиболее близким является способ

I подготовки тяжелых высоковяэких нефтей на прмыслах путем многоступенчатой гаэосепарации, с обработкой балластньпы водами, вводимыми непосредственно перед газосепарацией, частич... ного обезвоживания и обессоливания и последующей товарной подготовкой нефти известнымн способами, например терютческой обработкой с последувщей коапесценцией и окончательным обессоливанием и обезвоживанием (3).

При осуществлении известного способа теряется значительная часть тепла балластных вод и деэмульгатора, а также введение балластной воды до газосепарации при подготовке высоковязких нефтей с высокими газовыми факторами (более 50-100 нм /т) из-за

7079 сильного диспергйрования воды значительно увеличивает стойкость эмульсии, что ухудшает качество товарной продукции.

Цель изобретения — повышение степе5 ни обессоливания и обезвоживания и снижение потерь тепла и деэмульгатора.

Это достигается введением балластных врд в поток частично обессоленной и абезвоженной нефти с последующей коалесценцией и окончательным обессоливанием и обезвоживанием, причем балластные воды, выделенные при окончательном обезвоживании и обессоливании ф

Высокое качество подготовки нефти по предлагаемому способу обеспечивается sa счет регулирования режима тече" ния нефти на ступени коалесценции, осуществляемой в каплеобраэователе.

Регулирование режима течения эмульсии достигается изменением количества балластной воды, вводимой в нефть перед ступенью коалесценции. При этом создается контур замкнутой циркуляции теплой воды, что сокращает потери тепла, отводимого вместе с бал- ластной водой, при обеспечении оптимального режима течения. Колич ство

30 циркулирующей воды определяется в каждом случае физико-химическими свойствами обрабатываемой нефти и поддерживается таким, чтобы обводненность продукции, поступающей на ступень коалесценции находилась в пределах 50-85Х (в зависимости от свойств нефти) . Интенсификация обез-. воживания нефти достигается эа счет обеспечения оптимальной обводненнос/ ти для каждой конкретной нефти и оптимальной скорости движения продукции на ступени коалесценции.

На чертеже изображена схема,иллю стрирующая предлагаемы способ.

Способ осуществляется следующим 45 образом.

Сырую нефть с содержанием воды

40-70Х подают по трубопроводу 1 в сепаратор 2 первой ступени под давлением 14,5 кгс/м, где происходит от- 50 деление основного количества газа, направляемого далее по линии 3 на > газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Пос-, ле первой ступени сепарации в поток обводненной нефти вводится балласт- 55 ная вода при температуре 80 С по о линии 4. Обводненная нефть по линии

5 подается далее в аппарат 6 предвари52

4 тельного сброса воды, откуда по линии 7 подается в сепаратор 8 второй ступени под давлением 0,9 кгс/м и оттуда по линии 9 во второй аппарат

l0 предварительного сброса воды. Действие горячей балластной воды приво,дит к частичному разрушению эмульсии и предварительному обезвоживанию и обессолив анию сырой нефти. Нефть после предварительного сброса воды с обводнением 20-30 подается насосом 11 по трубопроводу 12 на подогрев в печь 13, где нагревается до 60-80 С. о

После подогрева в поток 14 частично обезвоженной и обессоленной нефти по линии 15 подается балластная вода, выделившаяся при окончательном обессоливании и обезвоживании, в таком количестве, чтобы обводненность про-, дукции достигала 70-80Х при 55-75 С.

Нефть с горячей балластной водой поступает в каплеобразователь 16, где происходит коалесценция эмульсии и затем по линии 17 в отстойник 18,где происходит окончательное обессоливание и обезвоживание нефти до содержания воды 0,5-0,27 и откуда нефть поступает за счет разницы давлений по линии 19 на концевую сепарационную установку (КСУ) 20, а оттуда по линии 21 в емкость 22 товарной нефти. Газ после второй ступени сепарации по линии 23 и с КСУ по линии 24 подается,на прием компрессорной станции ° . Балластная вода из отстойника 18 насосом 25 подается в поток 14 частично обезвоженной нефти по линии

15,в поток 5 обводненной нефти по линии 4 и выводится на поддержание пластового давления по линии 26.

Сточную воду выводят из аппаратов

6 и 10 по линии 27 на блок 28 очистки, а затем по линии: 29 насосом 30 иа поддержание пластового давления в линию 26.

Ввод эмульгатора осуществляется перед сепараторами 2 и 8.

Предлагаемы способ позволяет повысить качество подготовленной нефти и в два раза сократить затраты деэмульгатора и тепла. формула изобретения

Способ подготовки тяжелых высоковязких нефтей на промыслах путем многоступенчатой сепарации, с обра- . боткой балластными водами, частичного обезвоживания и обессоливания, термической обработки частично обезвоженной и. о 1ессоленной нефти с последующей коалесценцией и окончательным обезвоживанием и обессоливанием, отличающийся тем, что, с целью повьппения степени обезвоживания и обессоливания и снижения потерь тепла и деэмульгатора, в ноток частично обезвоженной и обессоленной нефти перед коалесценцией дополнительно вводят балластные воды, 70 7952 6 выделенные при окончательном обез. воживании и обессоливаини.

Источники информации, принятые- во внимание при экспертизе

1. "Опыт и перспективы подготов° ки Западно-Сибирских нефтей", материалы конференции. Свердловск,1976, с. 28.

2. Авторское свидетельство СССР

1à У 594297, кл. Z 21 В 33/08, опублик.

1978.

3. Авторское свидетельство СССР

У 257662, кл. С 10 G 33/00, опублик.

1970 (прототип).

    

www.findpatent.ru