Способ обезвоживания и обессоливания нефти Российский патент 2023 года по МПК C10G33/00 B01D17/04 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам обезвоживания и обессоливания нефти и может найти применение при комплексной подготовке нефти в промысловых условиях и на нефтеперерабатывающих предприятиях.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти (патент RU № 2074231, МПК С10G 33/00, В01D 17/04, опубл. 27.02.1997 г.) на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Нефть подвергают гидродинамическому возмущению, пропуская ее через каналы, выполненные из гидрофобного материала, разделяя ее при этом порциями воды на чередующих вдоль каналов слои путем периодического добавления в начальный участок каналов порцию воды, и далее отстаивают.

Известный способ отличается сложностью в аппаратурном исполнении и недостаточно эффективен для обессоливания нефти. Низкая эффективность, в части обессоливания нефти, обусловлена тем, что отсутствует эффективное перемешивание пресной воды и нефти, необходимое для процесса обессоливания. Предполагается, что эмульгированная дисперсная водная фаза «выносится» из объема нефтяной эмульсии на поверхность раздела фаз «эмульсия - вода» под воздействием образующихся циркуляционных токов в эмульсии при движении по вертикальным гидрофобным каналам чередующихся слоев «вода - эмульсия». Кроме того, требуется большое количество пресной (водопроводной) воды для обеспечения образования чередующихся слоев «вода - эмульсия». А дальнейший совместный транспорт такого количества жидкости до отстойников не исключает повторного эмульгирования воды в нефти.

Также известен способ обезвоживания нефти (патент RU № 2439314, МПК Е21В 43/34, B01D 17/04, опубл.10.01.2012 г.), включающий диспергирование воды в нефтяной эмульсии, причем в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1 % при температуре 5-50 °С, диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора, при диспергировании воду в объеме 2-15 % от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 45±5° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды.

Известный способ предполагает осуществление процесса обезвоживания в ламинарном режиме движения в трубопроводе, что, несмотря на наличие диспергирующего устройства, неблагоприятно для процессов диспергирования пресной воды и дальнейшей коалесценции капель эмульгированной воды, при этом отсутствует устройство для укрупнения капель воды.

Наиболее близким является способ обезвоживания и обессоливания нефти (Уразов И.И., Губайдулин Ф.Р., Судыкин С.Н., Мухаметгалеев Р.Р. / Разработка и внедрение интенсифицирующих устройств для подготовки высоковязкой нефти в ПАО "Татнефть" / Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - № 7. - С. -36-38), включающий смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме со скоростью движения водонефтяной эмульсии не менее 0,5 м/с, направление смеси в коалесцентор со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,05 м/с для укрупнения капель воды и последующее отделение в отстойном оборудовании.

Недостатком является сложность выдерживания строго определенной скорости движения эмульсии в смесителе и коалесценторе, которая связана с неравномерностью поступления обезвоженной нефти, тем самым требуя дополнительный контроль. Также не представлена информация по необходимому времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе и коалесценторе.

Технической задачей является эффективное осуществление обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени.

Технические задачи решаются способом обезвоживания и обессоливания нефти, включающим смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании.

Новым является то, что процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4-0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10-20 сек, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02-0,06 м/с при времени обработки 125-200 сек.

Способ обезвоживания и обессоливания нефти осуществляют следующим образом.

Продукция скважин после отделения попутного нефтяного газа направляется на ступень отделения пластовой воды. Отделившуюся пластовую воду направляют на очистные сооружения и далее для закачки в систему поддержания пластового давления. Предварительно обезвоженную нефть со ступени предварительного сброса воды через блок подогрева нефти направляют на ступень горячего обезвоживания. После глубокого обезвоживания нефть направляют на ступень обессоливания, где перед ступенью обессоливания после точки подачи пресной воды располагают блок интенсифицирующих устройств - смеситель и коалесцентор.

В смесителе осуществляется эффективное диспергирование пресной промывочной воды в нефти, в коалесценторе происходит столкновение капель воды друг с другом, их слияние и укрупнение. Далее в дегидраторе ступени обессоливания под действием сил гравитации происходит быстрое осаждение воды в нижнюю часть аппарата. Таким образом, ускоряется процесс отделения воды из нефти и снижается время необходимое для отстоя нефтяной эмульсии в дегидраторе.

Смеситель представляет собой трубное устройство расчетного диаметра и длины, заполненное насадками (например, кольцами Палля), закрепленными во фланцевом соединении смесителя, для предотвращения уноса насадок потоком жидкости используются перегородки из просечно-вытяжного листа или металлической сетки.

Смешивают обезвоженную нефть и пресную воду в объеме 1-10 % от объема подготавливаемой нефти в смесителе в турбулентном режиме. Водонефтяная эмульсия движется в смесителе со скоростью 0,4-0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10 - 20 сек. Режим течения потока жидкости по трубопроводу смесителя - турбулентный, т.е. течение, при котором жидкость перемещается перемешиваясь, происходит эффективное смешение пресной воды с обезвоженной нефтью.

Далее поток водонефтяной эмульсии поступает в коалесцентор. Коалесцентор представляет собой трубное устройство расчетного диаметра и длины, заполненное насадками (например, кольцами Палля). При движении водонефтяной эмульсии в коалесценторе происходит столкновение мелкодиспергированных капель воды друг с другом на поверхности колец Палля, их слияние и укрупнение. Скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе составляет 0,02-0,06 м/с, а время обработки - 125-200 сек. Далее осуществляют отделение воды из нефти в дегидраторе ступени обессоливания.

В таблице 1 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти при применении блока интенсифицирующих устройств - смесителя и коалесцентора в зависимости от изменения объема подачи пресной воды в диапазоне 1-10 %.

Таблица 1 Наименование показателя Значение показателя 1. Объем пресной воды, % 1 2 3 5 10 2. Массовая концентрация хлористых солей
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л 252 118 86 64 42 3. Массовая доля воды в нефти после
дегидратора ступени обессоливания, % 0,11 0,19 0,25 0,33 0,45

Из таблицы 1 видно, что при подаче пресной воды в объеме от 1 до 10 % перед блоком интенсифицирующих устройств массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 42 до 252 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,11 до 0,45 %.

В таблице 2 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе. Результаты представлены при объеме пресной воды - 3 %.

Таблица 2 Наименование показателя Значение показателя 1. Объем пресной воды, % 3 2. Скорость движения эмульсии в смесителе, м/с 0,3 0,4 0,5 0,6 3. Массовая концентрация хлористых солей
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л 109 96 95 99 4. Массовая доля воды в нефти после
дегидратора ступени обессоливания, % 0,31 0,3 0,32 0,34

Из таблицы 2 видно, что при изменении скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе в пределах от 0,3 до 0,6 м/с массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 95 до 109 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,3 до 0,34 %. При этом оптимальным диапазоном скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе является интервал 0,4-0,6 м/с, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л, что в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 отвечает требованиям 1 группы качества товарной нефти.

В таблице 3 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе. Результаты представлены при скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе - 0,5 м/с и объеме пресной воды - 3 %.

Таблица 3 Наименование показателя Значение показателя 1. Объем пресной воды, % 3 2. Скорость движения эмульсии в смесителе, м/с 0,5 3. Время обработки эмульсии в смесителе, сек 5 10 15 20 4. Массовая концентрация хлористых солей
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л 108 95 94 93 5. Массовая доля воды в нефти после
дегидратора ступени обессоливания, % 0,36 0,32 0,32 0,31

Из таблицы 3 видно, что при изменении времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе от 5 до 20 сек массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 93 до 108 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,31 до 0,36 %. При этом оптимальным диапазоном времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе является интервал 10-20 сек, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л.

В таблице 4 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе. Результаты представлены при объеме пресной воды - 3 %.

Таблица 4 Наименование показателя Значение показателя 1. Объем пресной воды, % 3 2. Скорость движения эмульсии в коалесценторе, м/с 0,01 0,02 0,04 0,06 3. Массовая концентрация хлористых солей
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л 96 96 99 100 4. Массовая доля воды в нефти после
дегидратора ступени обессоливания, % 0,29 0,29 0,3 0,3

При изменении скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе от 0,01 до 0,06 м/с массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 96 до 100 мг/л (см. таблицу 4), массовая доля воды в нефти - от 0,29 до 0,3 %. При этом оптимальным диапазоном скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе является интервал 0,02-0,06 м/с, т.к. снижение скорости до 0,01 м/с никак не влияет на качество подготовленной нефти.

В таблице 5 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе. Результаты представлены при скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе - 0,04 м/с и объеме пресной воды - 3 %.

При изменении времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе от 50 до 200 сек (см. таблицу 5) массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 94 до 107 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,28 до 0,34 %. При этом оптимальным диапазоном времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе является интервал 125-200 сек, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л.

Таблица 5 Наименование показателя Значение показателя 1. Объем пресной воды, % 3 2. Скорость движения эмульсии в коалесценторе, м/с 0,5 3. Время обработки эмульсии в коалесценторе, сек 50 125 150 200 4. Массовая концентрация хлористых солей
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л 107 99 98 94 5. Массовая доля воды в нефти после
дегидратора ступени обессоливания, % 0,34 0,3 0,3 0,28

Таким образом предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обезвоживания и обессоливания нефти, и может найти применение при комплексной подготовке нефти в промысловых условиях и на нефтеперерабатывающих предприятиях. Предложен способ обезвоживания и обессоливания нефти, который включает смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании. Процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4-0,6 м/с. При этом время обработки составляет 10-20 с, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02-0,06 м/с при времени обработки 125-200 с. Таким образом предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени. 5 табл.

Способ обезвоживания и обессоливания нефти, включающий смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании, отличающийся тем, что процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4–0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10–20 с, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02–0,06 м/с при времени обработки 125–200 с.