СПОСОБ СОВМЕСТНОГО СБОРА, ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ПЕРЕРАБОТКИ, УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ШЛАМОВ Российский патент 2002 года по МПК B01D17/04 

Изобретение относится к способу сбора, сепарации и подготовки нефти, а также переработке и утилизации нефтесодержащих шламов и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известен способ сбора и подготовки нефти, реализованный в системе сбора и подготовки нефти (SU, авторское свидетельство 1022983, кл. В 01 D 17/04, 1983). Способ сбора и подготовки нефти включает подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступеней, затем в резервуар предварительного сброса воды, откуда отводят образующийся промежуточный слой на его подогрев с последующей подачей в узел центробежного разделения фаз, соединенный шламовой линией со шламосборником и имеющий линии вывода нефти и воды.

Основными недостатками известного способа сбора и подготовки нефти являются большие энергозатраты, связанные с большими объемами нефти, газа и воды, проходящими через центрифугу, и недостаточно высокие выходные параметры по качеству воды и нефти.

Известен способ сбора и подготовки нефти (RU 2153382, В 01 D 17/04, 2000). Способ предусматривает замер объема продукции скважин, сепарацию газа, введение деэмульгатора в трубопровод, подающий продукцию скважин в сепаратор, отделение свободной пластовой воды из отстойника и подготовку нефти путем глубокого обезвоживания и обессоливания добавлением горячей воды в нее и диспергирования ее с последующим разделением и отделением фаз. Деэмульгатор вводят в два этапа по половине от норматива, при этом вторую половину вводят в процессе подготовки нефти при диспергировании эмульсии созданием круговой циркуляции в насосе-отстойнике. Подготовку нефти осуществляют не менее чем в двух отстойниках, обеспечивая непрерывное поступление продукции из скважин. Разделение фаз в отстойнике до и после диспергирования осуществляют в режиме теплового воздействия.

Известный способ сбора и подготовки нефти обеспечивает повышение его производительности, а также снижает капитальные затраты за счет сокращения числа ступеней обезвоживания и обессоливания газоводонефтяной эмульсии.

Недостатком способа сбора и подготовки нефти является применение его на нефтяных промыслах с малым объемом добычи нефти и невысокое качество готовой товарной нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является способ сбора и подготовки нефти, реализованный в системе сбора и подготовки нефти (RU 2094082, В 01 D 17/04, 1997). Согласно изобретению система сбора и подготовки нефти включает сепараторы первой и второй ступеней и ступень горячей сепарации, резервуар предварительного сброса воды с узлом принудительного забора промежуточного слоя, пароподогреватель промежуточного слоя и узел разделения фаз, выполненный в виде двухфазной декантаторной и трехфазной тарельчатой центрифуг, линии для подачи шлама в шламосборник и линии вывода нефти и воды. Способ сбора и подготовки нефти включает подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступени, сброс воды из резервуара предварительного сброса воды, обезвоживание и обессоливание, вывод промежуточного слоя, последующий его нагрев и разделение его в узле разделения фаз на нефть, воду и шлам, при этом для улучшения качества товарной нефти поэтапно вводят реагент-деэмульгатор: перед подачей в сепаратор первой ступени, а затем перед нагревом нефтяной эмульсии в печи. При этом образующийся промежуточный слой из резервуара предварительного сброса воды направляют в теплообменник для нагрева, а затем его направляют на двухступенчатое разделение в декантаторной и трехфазной тарельчатой центрифугах на нефть, воду и шлам. которые самостоятельными потоками направляются на ступень горячей сепарации, системы поддержания пластового давления и в шламонакопитель соответственно.

Основными недостатками указанного способа сбора и подготовки нефти являются большие энергозатраты, связанные с двухступенчатым разделением водогазонефтяной эмульсии в узле разделения фаз, недостаточно высокие выходные параметры по качеству нефти и воды, а также наличие в отходах шлама нефти и отсутствие возможности повторной переработки (утилизации) нефтесодержащего шлама.

Техническим результатом изобретения является снижение энергозатрат на сбор и подготовку нефти, повышение качества получаемой нефти, воды и шлама, а также обеспечение утилизации нефтесодержащего шлама.

Технический результат достигается тем, что в способе совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов, включающем 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, 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 осуществляют при температуре 90-135^oС, а в качестве узла разделения фаз используют флюидизационную установку, в которую подогретую смесь подают тангенциально под давлением 1,6-2 атмосфер.

Сущность изобретения поясняется на чертеже, где изображена схема сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащего шлама.

Способ совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов осуществляют следующим образом. Из скважины 11 посредством трубопроводов 2 направляют продукцию скважин, представляющую газоводонефтяную смесь, на узел замера продукции скважин 3 для замера дебита каждой из скважин, откуда ее по трубопроводу подают в сепаратор 1-й ступени 4 с введенным в нее реагентом-деэмульгатором (Р)для улучшения процесса сбора и подготовки нефти. После 1-й ступени сепарации продукция скважин поступает на 2-ую ступень сепарации 5. Выделенный газ (Г) направляют на узел подготовки газа, а сбрасываемую из сепаратора воду потоком I в свою очередь направляют в систему поддержания пластового давления. Затем водонефтяная эмульсия из сепаратора 5 поступает в резервуар предварительного сброса воды 6. Здесь происходит частичное разрушение эмульсии на нефть и воду и накопление высококонцентрированной эмульсии в промежуточном слое. В целях исключения срыва предварительного обезвоживания в резервуаре 6 обезвоженную нефть на подготовку забирают двумя потоками.

Верхний поток обезвоженной нефти, расположенный над промежуточным слоем, после ввода в него реагента-деэмульгатора (Р) принудительным путем посредством насоса 9 направляют в печь нагрева 10, затем на ступень глубокого обезвоживания 11, ступень глубокого обессоливания 12 и на горячую сепарацию в сепараторе 13 для отделения газообразых углеводородов, после чего нефть поступает в товарный резервуар 14, откуда насосом 15 откачивается на дальний транспорт. Между ступенями глубокого обезвоживания 11 и обессоливания 12 вводится промывная пресная вода (В) до 10 об.%.

Промежуточный слой 7 (второй поток водонефтяной эмульсии) с помощью заборного устройства, приводимого во вращение с помощью привода 8, засасывают насосом 16 и с его помощью подают в смеситель 17, куда одновременно при помощи шнекого заборного устройства 18 из нефтеамбара 19 подают нефтесодержащий шлам в заданном количестве. Затем полученную смесь (при производственной необходимости каждый компонент в отдельности) прокачивают через теплообменник 20 для нагрева смеси до температуры 90-135^oС. Указанный интервал температур установлен эмпирическим путем и обеспечивает наибольший эффект для разделения фаз. Нагретую смесь впрыскивают тангенциально при давлении, равном 1,6-2,0 атм (оптимально допустимом), в узел разделения фаз, выполненный в виде флюидизационной установки 21, содержащей три камеры цилиндрической формы и одну конической формы для разделения смеси на нефть, воду и шлам. Угол ввода смеси в установку 21 вместе с острым паром обеспечивает создание эффекта удара о стенки цилиндрической камеры и создает вращение смеси в ней на высокой скорости по принципу трубки Вентури.

Гидроциклонный эффект, создаваемый в цилиндрической камере флюидизационной установки 21, позволяет выделить из нефти компоненты, не относящиеся к углеводородам.

Когда нефть попадает в коническую часть камеры установки 21, из нее удаляют всю оставшуюся воду. Этот эффект достигается совокупностью нескольких факторов, таких как плотность, вакуум и коалесценция капель нефти в конусе гидроциклона. В результате работы флюидизационной установки 21 в ее верхней камере происходит обезвоживание смеси. Так, например, в ее верхней части находятся 99% углеводородов, 1,0% воды и твердого осадка, а в нижней ее части - 90% углеводородов, 2,0% твердого осадка и 8,0% воды.

Удаляемую воду можно повторно направлять на повторную очистку или полностью вывести с установки 21 в систему поддержания пластового давления I.

Твердый осадок выпадает из камеры первичного разделения в нижнюю вакуумную камеру флюидизационной установки 21. Тугоплавкие углеводороды, присутствующие в изначальном сырье, которые не были разжижены и не поднялись в верхнюю камеру, выпадают вместе с твердым осадком. Это в основном битумообразные и асфальтовые углеводороды с высокой температурой вспышки. В нижней камере их подвергают отпарке острым паром с последующей сушкой под вакуумом.

Водную фазу выводят из конической камеры установки 21 под вакуумом через фильтрующую среду для задержания оставшихся мелких частиц, а твердый осадок, практически свободный от нефти, выгружают на поддон в виде горячей влажной массы, которая быстро высыхает при атмосферной температуре, превращаясь в сыпучий продукт, который брикетируют для последующего удаления в отвалы 22 или используют его как строительный балласт.

Нефть из установки 21 направляют на горячую сепарацию, которую осуществляют в сепараторе 13, а затем в товарный резервуар, а оттуда с помощью насоса 15 для дальнейшей транспортировки готовой нефти.

Основные технологические параметры и качество нефти, достигаемые при осуществлении настоящего изобретения, представлены в таблице. В таблице приведены примеры, в которых даны разные данные по составу сырья, подаваемого на установку 21, количественные соотношения промежуточного слоя из резервуара и нефтеамбара 23, а также влияние температуры и давления на качество получаемого продукта - нефти.

Способ совместного сбора, подготовки и переработки, утилизации нефтесодержащего шлама позволит снизить энергозатраты, обеспечить повышение качества исходного продукта - нефти, а также получение шлама без нефтесодержащих компонентов и переработать одновременно нефтесодержащий шлам с целью его утилизации. Кроме того, отпадет необходимость в частых остановках и проведении профилактических работ по очистке аппаратуры и нагревателей от отложений солей и кокса, что не только улучшит общую экологическую обстановку на объекте подготовки нефти, но и повысит ее надежность и пожаробезопасность.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и касается способов сбора, сепарации, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов. Способ включает 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 осуществлением разделения его на нефть, воду и шлам в узле разделения фаз. Перед нагревом промежуточного слоя в теплообменнике осуществляют смешение его с нефтесодержащим шламом. Нагрев полученной смеси в теплообменнике производят при температуре 90-135^oС. В качестве узла разделения фаз используют флюидизационную установку, в которую подогретую смесь вводят тангенциально под давлением 1,6-2 атмосферы. Технический результат состоит в повышении качества нефти и шлама, а также в снижении энергозатрат. 1 ил., 1 табл.

Способ совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов, 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, отличающийся тем, что 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 при температуре 90-135^oС, а в качестве узла разделения фаз используют установку с создаваемым в ней эффектом гидроциклона, коалесценцией и вакуумным отпариванием углеводородной и твердой частей смеси, в которую подогретую смесь вводят тангенциально под давлением 1,6-2,0 атмосферы.