СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ Российский патент 2002 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к процессам обезвоживания нефти с использованием отстоя обводненной нефти в резервуарах.

При обезвоживании нефти в резервуарах на границе раздела фаз нефть-вода образуется промежуточный слой, представляющий собой высококонцентрированную эмульсию. При накоплении промежуточного слоя более 20 см процесс обезвоживания нефти прекращается и из резервуара начинает дренироваться загрязненная сточная вода.

Известен способ обезвоживания нефти по А. С. 715613 С 10 G 33/04, 1980 г. , включающий обработку ее деэмульгатором, нагрев, отстой и разрушение образующегося на границе нефть-вода промежуточного слоя с использованием фракции диоксановых спиртов, соляной кислоты, ароматических углеводородов и уксусной кислоты при следующих соотношениях в мас. %:
Фракция диоксановых спиртов с Т кип. 170-300^oС - 40-50
Соляная кислота - 5-10
Ароматические углеводороды - 20-25
Уксусная кислота - Остальное
Растворитель подается в количестве 20% от объема слоя.

Однако известный способ обезвоживания нефти недостаточно эффективен.

Наиболее близким является способ обезвоживания нефти по А. С. 1715825, С 10 G 33/04, 1992 г. , путем обработки ее деэмульгатором, нагрева эмульсии, отстоя и разрушения промежуточного слоя, вводя в него периодически отход производства изопропилового спирта гидратацией пропилена в присутствии серной кислоты со стадии гидролиза.

Решаемая изобретением задача - повышение эффективности обезвоживания нефти и улучшение качества дренажной воды.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - стабилизация процесса обезвоживания нефти, сокращение объема вводимого реагента, сокращение времени отстоя воды и улучшение качества дренируемой воды по содержанию механических примесей и нефти.

Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата в известном способе обезвоживания нефти путем обработки ее деэмульгатором, нагрева эмульсии, отстоя и разрушения промежуточного слоя периодическим вводом в промежуточный слой отходов производства изопропилового спирта и добавки, согласно изобретению в качестве добавки используют бензол сырой каменноугольный при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Отход производства изопропилового спирта - 60-70
Бензол сырой каменноугольный - 30-40
Бензол сырой каменноугольный получается в процессе улавливания из коксового газа и представляет собой смесь бензола и его гомологов с примесями в виде непредельных и парафиновых соединений, парафиновых и нафтеновых углеводородов, а также серо-, азот- и кислородсодержащих соединений. Выпускается продукт на Орско-Халиловском металлургическом комбинате в соответствии с ТУ 14-6-113-75 и представляет собой прозрачную жидкость, не содержащую взвешенных частиц, в том числе капелек воды.

Отходы производства изопропилового спирта представляют собой смесь полимеров (продуктов полимеризации пропилена) с диизопропиловым эфиром и изопропиловым спиртом в соответствии с ТУ 38.30215-87. Разработчик ТУ - завод синтетического спирта ОАО "Орскнефтеоргсинтез".

Показатели качества отхода изопропилового спирта, бензола сырого каменноугольного и их смесей приведены в таблице 1.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Эмульсию воды в нефти обрабатывают деэмульгатором, сепарируют, нагревают и подвергают отстою при температуре не ниже 20^oС. При этом между чистой нефтью и водой образуется промежуточный слой, содержащий механические примеси. При накоплении промежуточного слоя толщиной 20 см и выше в него с помощью насоса через перфорированный маточник вводят реагент в количестве 7-10% от объема слоя, представляющий собой смесь отходов производства изопропилового спирта и бензола сырого каменноугольного при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Отходы производства изопропилового спирта - 60-70
Бензол сырой каменноугольный - 30-40
Пример 1. Обезвоживание нефти проводят обработкой эмульсии деэмульгатором с сепарацией от газа и отстоем при 35^oС.

При накоплении в межфазной зоне промежуточного слоя толщиной 26 см, состав которого приведен в таблице 2, в него с помощью насоса через перфорированный маточник вводят реагент (30 маc. % бензола сырого каменноугольного + 70 маc. % отхода производства изопропилового спирта) в количестве 10% от объема слоя. Дренаж воды в ходе закачки реагента, обработанного по предлагаемому способу и спустя 20 мин, не проводят. После обработки реагентом промежуточный слой отсутствует.

Пример 2. Обезвоживание нефти проводят аналогично примеру 1, только реагент (35 мас. % бензола сырого каменноугольного + 65 мас. % отхода производства изопропилового спирта) вводят в количестве 8,5% от объема слоя. Дренаж воды в ходе закачки реагента, обработанного по предлагаемому способу и спустя 18 мин, не проводят. После обработки реагентом промежуточный слой отсутствует.

Пример 3. Обезвоживание нефти проводят аналогично примеру 1, только реагент (40 мас. % бензола сырого каменноугольного + 60 мас. % отхода производства изопропилового спирта) вводят в количестве 7% от объема слоя. Дренаж воды в ходе закачки реагента, обработанного по предлагаемому способу и спустя 12 мин, не проводят. После обработки реагентом промежуточный слой отсутствует.

Для получения сравнительных данных о влиянии обработки промежуточного слоя реагентом на процесс обезвоживания нефти по предлагаемому способу и способу-прототипу проводился контроль за качеством нефти и воды на выходе из резервуара. Результаты исследований приведены в таблице 3, которые показали, что отходы производства изопропилового спирта (прототип) удаляют промежуточный слой не полностью, т. е. из 26 см слоя удаляется 18-20 см, а по предлагаемому способу промежуточный слой удаляется полностью. Следовательно, и качество сбрасываемой воды по способу-прототипу хуже, чем по предлагаемому. Так, по заявляемому способу минимальное количество воды в нефти доходит до 0,46 мас. %, механических примесей до 0,023 маc. %, содержание нефти в воде до 21 мг/л и механических примесей до 43 мг/л, тогда как по способу-прототипу эти показатели составляют соответственно 0,6, 0,044, 50, 49,6.

Из таблицы 1 видно, что бензол сырой каменноугольный имеет температуру застывания - 20^oС, тогда как в смеси с отходами производства изопропилового спирта она снижается до - 70^oС. Поэтому предлагаемый способ может применяться в зимнее время года.

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к обезвоживанию нефти с использованием отстоя обводненной нефти в резервуарах и отделением водного слоя. Способ включает обезвоживание нефти путем обработки ее деэмульгатором, нагрева эмульсии, отстоя и разрушения промежуточного слоя периодическим вводом в промежуточный слой отходов производства изопропилового спирта и добавки. В качестве добавки используют бензол сырой каменноугольный при следующем соотношении компонентов, мас. %: отход производства изопропилового спирта 60-70, бензол сырой каменноугольный 30-40. Технический результат - сокращение количества реагентов при уменьшении продолжительности отстоя воды и улучшении качества дренируемой воды по содержанию механических примесей и нефти. 3 табл.

Способ обезвоживания нефти путем обработки ее деэмульгатором, нагрева эмульсии, отстоя и разрушения промежуточного слоя периодическим вводом в промежуточный слой отходов производства изопропилового спирта и добавки, отличающийся тем, что в качестве добавки используют бензол сырой каменноугольный при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Отход производства изопропилового спирта - 60-70
Бензол сырой каменноугольный - 30-40