СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Российский патент 2009 года по МПК C10G33/06 

Изобретение относится к процессам нефтеподготовки и может быть использовано для обезвоживания нефти и нефтепродуктов в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Современные технологии обезвоживания нефти и нефтепродуктов направлены на удаление как свободной, так и связанной воды.

Одним из наиболее эффективных способов глубокого разрушения устойчивых нефтеводных систем является создание пониженного остаточного давления (разрежения). Этот технологический прием позволяет «взрывать» глобулу воды внутри основной нефтяной массы, так как, во-первых, разрежение ослабляет межмолекулярное взаимодействие и отдельных молекул, и их надмолекулярных образований, а, во-вторых, вода, углеводороды и углеводородные производные в разной степени реагируют на разрежение (см., например, Татевский В.М. Химическое строение углеводородов и закономерности в их физико-химических свойствах. М., МГУ. 1953. 320 с. Справочник химика, Т.1. Л.-М.: Гос. научно-техн. изд-во химической литературы, 1963. 1071 с.).

Известен способ обезвоживания тяжелой нефти и битума фильтрацией через фильтр-отделитель (натуральную кожу) в камере отстойника, при этом нефтяную эмульсию подают на фильтр-отделитель с температурой 80-90°С, а внутри самой камеры создают вакуум, равный 30-50 мм рт.ст. Этот способ обеспечивает отделение воды из водонефтяной эмульсии до 95% (RU, патент № 2101321, МПК 6 C10G 33/06, опубл. 10.01.1998).

Наиболее близким предлагаемому изобретению по технической сущности является способ обезвоживания нефти и нефтепродуктов от свободной и связанной воды циркуляцией воды по контуру эжектор-гидроемкость-эжектор с регулировкой расхода воды через эжектор до открытия вентиля, соединяющего нефтеемкость с контуром, созданием с помощью прокачки воды по контуру эжектор-гидроемкость-эжектор разрежения над поверхностью нефти, отсасыванием воздуха над поверхностью нефти, созданием условий для подкипания воды в объеме нефти разрежением и подогревом нефти до температуры, соответствующей температуре насыщения воды при давлении разрежения над поверхностью нефти, подачей образовавшегося пара на вход эжектора, конденсацией пара и удалением образовавшейся воды (RU, патент № 2233310, МПК 7 C10G 33/00, опубл. 27.07.2004).

Известные на сегодняшний день способы обезвоживания нефти и нефтепродуктов путем удаления как свободной, так и связанной воды, недостаточно эффективны при разрушении старых нефтяных эмульсий повышенной устойчивости, так как для достижения глубокой степени обезвоживания, особенно при удалении связанной воды, требуется длительное время воздействия при достаточно глубоком разрежении, что делает технологический процесс продолжительным, и, соответственно, энергоемким.

Для давно эксплуатирующихся месторождений характерна добыча нефтеводных эмульсий, высокая прочность которых обусловлена как составом нефти, так и условиями разработки месторождений, в первую очередь, использованием химических первичных, вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Со временем прочность таких эмульсий, особенно 2-го рода (вода/нефть), в результате их «старения» только возрастает. Такие эмульсии разрушаются с большим трудом. Вследствие чего термохимические методы разрушения этих эмульсий малоэффективны (см., например, Sleicker С.A. Maximum stable drop size in turbulent flow. // A.J.Ch.E.Journal, - 1962, - V.8. - N4, - p.471-477; В.П.Тронов. Промышленная подготовка нефти. Казань: «Фэн», - 2000, с.50-52).

Задачей предлагаемого изобретения является интенсификация процесса обезвоживания нефти и нефтепродуктов (сокращение времени и энергоемкости процесса), в особенности прочных «старых» эмульсий, при сохранении и увеличении степени обезвоживания эмульсий.

Поставленная задача решается способом обезвоживания нефти и нефтепродуктов, включающим их нагревание, создание разрежения в нефтеемкости над их поверхностью, удаление воздуха с выделившимися водяными парами. Обезвоживание нефти и нефтепродуктов, нагретых до 60-85°С, ведут путем создания в емкости переменного пульсационного режима разрежения в пределах от 0,6 до 0,01 атм, причем величину разрежения и время его действия до следующего перепада разрежения выбирают как с постоянными, так и с произвольными значениями.

В качестве образцов эмульсий в проведенных экспериментах были выбраны стойкие старые (от 3-х месяцев и более) 20, 30, 40%-ные водные эмульсии Волго-Уральских и Тюменских нефтей, а также 2%-ные эмульсии Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Результаты проведенных экспериментов представлены в таблице. На чертеже приведена технологическая схема процесса.

Способ осуществляют следующим образом. Сырую нефть заливают в аппарат (нефтеемкость) 1 с рубашкой 2, электрообогревом 3 и блоком регулирования 4. Температуру контролируют термометром 5. Посредством вакуумного насоса 6 и крана регулирования разрежения 7 создают переменный пульсационный режим разрежения (пониженного остаточного давления). Величину разрежения контролируют по образцовому вакуумметру 8. При разрушении эмульсии нефти выделившаяся вода в виде пара поступает в обратный шаровый холодильник 9, затем в прямой холодильник 10 и конденсатор-ловушку 11, из которого с помощью крана 12 производят слив сконденсировавшейся воды.

Приводим примеры конкретного выполнения способа.

ПРИМЕР 1. Образец (200 мл) 40%-ной водной эмульсии нефти Самотлорского месторождения (Тюменская нефтегазоносная провинция) помещают в аппарат 1, в котором нагревают до +85°С, и, поддерживая эту температуру, создают пульсационный режим разрежения (пониженного остаточного давления) в пределах 0,30-0,40 атм (230-450 мм рт.ст. остаточного давления) в течение 60 минут.

Переменный пульсационный режим разрежения меняют с интервальным шагом в 0,15 атм в следующей последовательности: 0,60→0,45→0,30→0,45→0,60→-0,45→0,30 - с постоянным временным шагом 10 мин на каждый режим разрежения.

Остаточное содержание воды в нефти после разрушения эмульсии составляло 0,1 мас.%.

Определение содержания воды (здесь и далее) производят по ГОСТ 2477-65.

ПРИМЕР 2. 200 мл 40%-ной водной эмульсии термостатируют при +85°С в течение 60 минут при постоянном пониженном остаточном давлении (разрежении) в 0,5 атм (˜380 мм рт.ст. остаточного давления).

Остаточное содержание воды после разрушения эмульсии составляло 0,2 мас.%.

ПРИМЕР 3. Аналогично примеру 1 200 мл 40%-ной водной эмульсии Самотлорской нефти термостатируют при температуре +85°С и подвергают разрушению при переменном пульсационном режиме разрежения в интервале от 0,30 до 0,60 атм в течение 60 мин с произвольным шагом от 0,15 до 0,30 атм с также произвольным временным шагом в пределах от 3 до 5 минут.

Вода в нефти после разрушения эмульсии практически отсутствовала (˜0,05 мас.%).

ПРИМЕР 4. Аналогично примеру 1 200 мл 40%-ной водной эмульсии Самотлорской нефти, нагретой до +85°С, подвергают разрушению при переменном пульсационном разрежении в интервале 0,30-0,60 атм остаточного давления с шагом 0,30 атм в последовательности: 0,60→0,30→0,60→0,30→0,60→0,30 - в течение 50 минут с постоянным временным шагом на каждый режим 10 мин.

Вода в нефти после разрушения эмульсии практически отсутствовала (˜0,05 мас.%).

ПРИМЕР 5. Аналогично примеру 2 200 мл 30%-ной водной эмульсии Самотлорской нефти, нагретой до +60°С, подвергают разрушению в течение 55 минут при 0,10 атм пониженного остаточного давления.

В нефти после разрушения эмульсии воды практически не было (˜0,05% мас.).

ПРИМЕР 6. Ту же 30%-ную водную эмульсию нефти Самотлорского месторождения (200 мл), нагретую до +60°С, разрушают аналогично примеру 1 в течение 40 минут в пульсирующем периодическом гармоническом режиме разрежения от 0,05 до 0,15 атм с шагом 0,05 атм по 5 минут на каждое разрежение в последовательности 0,15→0,10→0,05→0,10→0,15→0,10→0,05→0,10→0,15 атм остаточного давления.

Остаточное содержание воды в нефти после разрушения ˜0,05 мас.% (следы).

ПРИМЕР 7. 200 мл 30%-ной водной эмульсии девонской нефти Ромашкинского месторождения, нагретой до +75°С, подвергают разрушению по способу примера 2 при разрежении 0,05 атм в течение 60 минут. Остаточная вода в нефти после разрушения эмульсии отсутствовала.

ПРИМЕР 8. Ту же 30%-ную водную эмульсию Ромашкинской нефти разрушают аналогично примеру 1 в течение 50 минут при +75°С в интервале разрежения от 0,05 до 0,10 атм с шагом 0,01 атм с постоянным временным шагом 5 мин в последовательности 0,10→0,09→0,08→0,07→0,06→0,05→0,06→0,07→0,08→0,09→0,10 атм.

Вода в нефти после разрушения эмульсии отсутствовала.

ПРИМЕР 9. Разрушению подвергают «старую» (>3 месяца выдержки) 20%-ную водную эмульсию Ромашкинской нефти повышенной устойчивости. Разрушение 200 мл нагретой до +85°С водной эмульсии нефти осуществляют при атмосферном давлении (1 атм) в течение 300 минут.

Разрушения эмульсии не происходило.

ПРИМЕР 10. Разрушению подвергают ту же, что и в примере 9, 20%-ную водную эмульсию повышенной устойчивости (200 мл), нагретую до +80°С, в течение 60 минут при пониженном остаточном давлении в 0,01 атм.

Вода в нефти после разрушения эмульсии отсутствовала.

ПРИМЕР 11. Ту же, что и примерах 9, 10, эмульсию (старую (>3 месяца выдержки) 20%-ную водную эмульсию Ромашкинской нефти повышенной устойчивости), нагретую до +80°С, подвергают разрушению аналогично примеру 1. Интервал разрежения 0,01-0,02 атм с шагом в 0,01 атм при следующей последовательности его изменения: 0,02→0,01→0,02→0,01→0,02→0,01→0,02→0,01→0,02→0,01. Постоянный временной шаг на каждый режим разрежения - 5 минут.

Необходимое время полного разрушения эмульсии (остаточная вода отсутствовала) составило 45 минут.

ПРИМЕР 12. Ту же, что и примерах 9-11, эмульсию подвергают разрушению в условиях прототипа (патент № 2233310): температура - +55°С; разрежение 0,2 атм остаточного давления; время разрушения ˜180 минут.

Остаточное содержание воды в нефти после разрушения эмульсии составляло ˜2% мас.

ПРИМЕР 13. Ту же, что и примерах 9-12, эмульсию подвергают разрушению при +55°С при следующей последовательности изменения переменного пульсационного режима в интервале 0,20-0,40 атм остаточного давления: 0,4→0,2→0,4→0,2→0,4 и т.д. в течение 100 минут с произвольным (от 3 до 10 минут) временным шагом изменения разрежения.

Остаточное содержание воды в нефти: ˜0,5 мас.%.

ПРИМЕР 14. Полученную в примере 12 2%-ную водную стойкую эмульсию через 3 суток подвергают разрушению аналогично примеру 12 (условия прототипа): +55°С; 0,2 атм остаточного давления; время разрушения - 180 минут.

В результате остаточное содержание воды в нефти снизилось до 0,8 мас.%.

ПРИМЕР 15. Ту же, что и примере 14, эмульсию, нагретую до +55°С, подвергают разрушению при изменении разрежения от 0,20 до 0,04 атм. Разрушение осуществляют в течение 100 минут с произвольным временным шагом в интервале 3÷10 минут.

Остаточное содержание воды в нефти составило ˜0,2 мас.%.

Сопоставляя приведенные примеры, можно отметить следующее:

- в примерах 1-4 предлагаемый способ позволяет получить более глубокое обезвоживание 40%-ной водной эмульсии нефти за более короткий промежуток времени, причем переменный пульсационный режим с произвольными значениями пульсаций в обозначенном интервале является более эффективным;

- в примерах 5-8 (сравнивая примеры 5 и 6, 7 и 8) при обезвоживании 30%-ной водной эмульсии нефти видно, что при использовании предлагаемого способа полное разрушение эмульсии достигается за более короткий промежуток времени;

- примеры 10-11, осуществляемые при глубоком разрежении, подтверждают интенсификацию процесса за счет сокращения времени при полном разрушении эмульсии;

- примеры 12-13 показывают, что при относительно неглубоком разрежении достигается большая степень обезвоживания с одновременным сокращением времени;

- в примерах 14-15 большая степень обезвоживания достигается за меньший промежуток времени.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет решить поставленную задачу - интенсифицировать процесс обезвоживания нефти и нефтепродуктов при сохранении и увеличении степени их обезвоживания.

Предлагаемые температурный интервал нагрева нефти и интервал разрежения обеспечивают решение поставленной задачи без разрушения самой нефти на фракции.

Таблица
Сравнительные результаты обезвоживания водонефтяных эмульсий№№ п/пОбразцы эмульсийОстаточное давление (разряжение), атмТемпература, °СВремя разрушения, минОстаточное содержание воды в нефти, мас.%Интервал изменения или постоянное давлениеШаг измененияПоследовательность измененияОбщееВременной шаг123456789140% водная эмульсия Самотлорской нефти0,30-0,600,150,60→0,45→0,30→0,45→0,60→0,45→0,30+8560100,1240% водная эмульсия Самотлорской нефти0,50--+8560-0,2340% водная эмульсия Самотлорской нефти0,30-0,600,15-0,30Произвольная+85403-5Следы (˜0,05%)440% водная эмульсия Самотлорской нефти0,30-0,600,300,60→0,30→0,60→0,30→0,60→0,30+8550100,05

Продолжение таблицы123456789530% водная эмульсия Самотлорской нефти0.10--+6055-Следы (˜0,05%)630% водная эмульсия Самотлорской нефти0,05-0,150,050,15→0,10→0,05→0,10→0,15→0,10→0,05→0,10→0,15+60405Следы (˜0,05%)730% водная эмульсия Ромашкинской нефти0,05--+7560-Отсутствие830% водная эмульсия Ромашкинской нефти0,05-0,100,010,10→0,09→0,08→0,07→0,06→0,05→0,06→0,07→0,08→0,09→0,10+7545-Отсутствие920% водная эмульсия Ромашкинской нефти повышенной устойчивости1,00--+85300-Разрушение не наблюдалось1020% водная эмульсия Ромашкинской нефти0,01--+8060-Отсутствие

Продолжение таблицы123456789 повышенной устойчивости       1120% водная эмульсия Ромашкинской нефти повышенной устойчивости0,01-0,020,010,02→0,01→0,02→0,01→0,02→0,01→0,02→0,01→0,02→0,01+80455Отсутствие1220% водная эмульсия повышенной устойчивости0,20--+55180-2,01320% водная эмульсия повышенной устойчивости0,20-0,40˜0,200,40→0,20→0,40→0,20→0,40→ и т.д.+55100Произвольный шаг (от 3 до 10 мин)0,5142% водная эмульсия повышенной устойчивости0,20--+55180-0,8152% водная эмульсия повышенной устойчивости0,20-0,400,10-0,30Произвольная («рваный» режим) (импульсный режим)+55100Произвольный шаг (от 3 до 10 мин)0,2

Изобретение относится к процессам подготовки нефти и нефтепродуктов и может использоваться для обезвоживания нефти и нефтепродуктов, особенно «старых», стойких водонефтяных эмульсий. Способ включает нагревание нефти до 60-85°С в емкости и создание разрежения в емкости над поверхностью нефти. В емкости создают переменный пульсационный режим разрежения в пределах от 0,6 до 0,01 атм. Величину разрежения и время его действия до следующего перепада разрежения выбирают как с постоянными, так и с произвольными значениями. Воздух с выделившимися водяными парами из емкости удаляют. Технический результат состоит в интенсификации процесса обезвоживания. 1 ил., 1 табл.

Способ обезвоживания нефти и нефтепродуктов, включающий нагревание нефти и нефтепродуктов в нефтеемкости, создание разрежения в нефтеемкости над их поверхностью, удаление воздуха с выделившимися водяными парами, отличающийся тем, что обезвоживание нефти и нефтепродуктов, нагретых до 60-85°С, ведут путем создания в нефтеемкости переменного пульсационного режима разрежения в пределах от 0,6 до 0,01 атм, причем величину разрежения и время его действия до следующего перепада разрежения выбирают как с постоянными, так и с произвольными значениями.