RU2162725C1 - Способ подготовки нефти к переработке и установка для его осуществления - Google Patents
Способ подготовки нефти к переработке и установка для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2162725C1 RU2162725C1 RU2000109656A RU2000109656A RU2162725C1 RU 2162725 C1 RU2162725 C1 RU 2162725C1 RU 2000109656 A RU2000109656 A RU 2000109656A RU 2000109656 A RU2000109656 A RU 2000109656A RU 2162725 C1 RU2162725 C1 RU 2162725C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- pipeline
- sump
- flow
- settler
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000007670 refining Methods 0.000 title abstract description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 51
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 24
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 13
- 238000011033 desalting Methods 0.000 abstract description 7
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 abstract description 6
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 99
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 244000309464 bull Species 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 3
- 229920005830 Polyurethane Foam Polymers 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 2
- 239000011496 polyurethane foam Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 230000003716 rejuvenation Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологиям обессоливания и обезвоживания нефти и к применяемому при этом оборудованию и может быть использовано в нефтеперерабатывающих и нефтедобывающих отраслях промышленности. Способ подготовки нефти к переработке включает подачу водяного пара в поток транспортируемой по трубопроводу нефти, отличающееся тем, что подогрев и последующее отстаивание. Причем производят предварительный подогрев нефти, подачу водяного пара осуществляют в поток нефти, движение которого на участке подачи пара преобразуют из ламинарного в турбулентное, а затем вновь в ламинарное, при этом поток транспортируют с уклоном в направлении к отстойнику, а отстоявшуюся нефть направляют на дополнительную деэмульсацию, которую выполняют пропусканием потока нефти через коалесцирующий пакет. Установка подготовки нефти к переработке содержит трубопровод, соединенный с отстойником и снабженный патрубком ввода в поток нефти водяного пара. Причем патрубок ввода водяного пара установлен соосно трубопроводу, установка снабжена смесительной вставкой, смонтированной в трубопроводе последовательно и соосно патрубку, теплообменником, установленным на входе трубопровода, и разделителем эмульсии, включенным в установку последовательно за отстойником и выполненным в виде дополнительного отстойника с коалесцирующим пакетом, перекрывающим рабочее сечение разделителя, при этом трубопровод установлен с уклоном в сторону отстойника, обеспечивающим перемещение к отстойнику выпавших из потока нефти механических примесей, выполнен с расширенным концом и обращен выходом к стенке отстойника в донной его части. Использование данного изобретения позволяет повысить эффективность и удешевление процесса подготовки нефти. 2 с. и 9 з.п.ф-лы, 4 ил.
Description
Заявляемое изобретение относится к технологиям обессоливания и обезвоживания нефти и к применяемому при этом оборудованию и может быть использовано в нефтеперерабатывающих и нефтедобывающих отраслях промышленности как при подготовке нефти на нефтеперерабатывающих заводах, так и при подготовке товарной нефти на промыслах или при переработке ловушечных нефтей. При этом заявляемое решение применимо при подготовке как нефтеводяной, так и водонефтяной эмульсий.
Уровень техники
Процессы обессоливания и обезвоживания нефти основаны на разрушении эмульсии, ее деэмульгировании. При этом при обессоливании деэмульгированию подвергают искусственную эмульсию нефти с промывной водой, специально создаваемую для отмывки нефти от оставшихся в ней солей. Для разрушения эмульсии в процессах обезвоживания и обессоливания нефти применяют гравитационный отстой, который сочетают с различными мерами воздействия на эмульсию: подогрев, добавка деэмульгаторов, перемешивание, электрообработка.
Процессы обессоливания и обезвоживания нефти основаны на разрушении эмульсии, ее деэмульгировании. При этом при обессоливании деэмульгированию подвергают искусственную эмульсию нефти с промывной водой, специально создаваемую для отмывки нефти от оставшихся в ней солей. Для разрушения эмульсии в процессах обезвоживания и обессоливания нефти применяют гравитационный отстой, который сочетают с различными мерами воздействия на эмульсию: подогрев, добавка деэмульгаторов, перемешивание, электрообработка.
На нефтеперерабатывающих заводах при подготовке нефти к переработке преимущественно применяется технология, при которой комбинируют термохимический способ с электрическим, сочетая четыре фактора воздействия на эмульсию: подогрев, подачу деэмульгатора, электрическое ноле и отстой в гравитационном поле (см. книгу Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, Н.М. Николаева. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. М., "Химия", 1985 г. стр. 33-35).
Известные способы, представляющие комбинированное сочетание ряда факторов воздействия на эмульсию, обеспечивают быстрое и эффективное ее расслоение. Однако использование деэмульгаторов и электрического поля для разрушения эмульсии, а также необходимость решать проблему удаления из эмульсии механических примесей делают эти способы сложными и дорогостоящими.
Известен способ разрушения водонефтяной эмульсии (см. SU 1736544, МПК B 01 D 17/04, опубл. 30.05.92, Бюл. N 20), включающий добавление воды в эмульсию, смешение исходной эмульсии с дополнительной водой и диспергирование вновь полученной эмульсии, введение деэмульгатора и вновь перемешивание с достижением эффекта обращения фаз и последующее разделение эмульсии.
Диспергирование эмульсии перед подачей деэмульгатора повышает эффект разрушения водонефтяной эмульсии. Однако только дробление частиц эмульсии и увеличение раздела фаз за счет образования повой поверхности не может обеспечить полную деэмульсацию. Такое решение, так же как и другие известные способы обессоливания и обезвоживания водонефтяных и нефтеводяных эмульсий, требует применения реагента-деэмульгатора, способствующего расслоению. Вместе с тем этот способ применим только для нефтей, не содержащих механических примесей.
В качестве ближайшего аналога заявляемого способа принят способ деэмульсации нефти (см. авт. св-во N 761542, МПК C 10 G 33/04, опубл. 07.09.80, Бюл. N 33), заключающийся в том, что в поток транспортируемой по трубопроводу нефти путем распыления подают водяной пар под давлением, превышающим рабочее давление в трубопроводе на 2-4 атм, и в образующуюся при распылении зону пониженного давления вводят раствор деэмульгатора, а затем нефть подогревают и отстаивают.
Распыление в поток нефти водяного пара совместно с деэмульгатором способствует повышению эффективности процесса, при этом имеет место прогрев паром деэмульгатора, что способствует лучшему распределению его в нефти и повышению деэмульгирующей способности. Таким образом, использование водяного пара в известном решении направлено в первую очередь на повышение результативности деэмульгатора. При этом использование кинетической энергии струи пара для разбивки эмульсии в таком решении невозможно, поскольку незначительное превышение давления пара по отношению к рабочему давлению в трубопроводе не обеспечивает нужного результата, а повышенное давление приведет к тому, что в трубопроводе будут иметь место гидроудары, следовательно, значительно увеличится износ оборудования.
Известно устройство для разрушения водонефтяной эмульсии (см. SU 1142499, МПК C 10 G 33/06, опубл. 28.02.85, Бюл. N 8), включающее трубопровод и продольную горизонтальную перегородку, установленную в центральной части его поперечного сечения и выполненную в виде прямоугольной пластины, плавно свернутой по спирали.
Установленная по оси трубопровода и свернутая по спирали пластина обеспечивает перемешивание слоев потока транспортируемой по трубопроводу нефти, интенсифицируя тем самым процесс разрушения эмульсии. Однако такое устройство недостаточно эффективно и, хотя позволяет при дальнейшем обезвоживании и обессоливании нефти несколько снизить расход реагента - деэмульгатора, не обеспечивает возможности его полного исключения из процесса. Вместе с тем в данном устройстве не решена проблема удаления механических примесей, которые, как правило, присутствуют в водонефтяной эмульсии. Более того, перемещение слоев потока по диаметру трубопровода в известном устройстве приводит к тому, что механические примеси выполняют роль эмульгаторов и стабилизируют эмульсию. Для того, чтобы избежать этого отрицательного эффекта известное устройство должно работать в комплексе с установленным перед трубопроводом фильтрующим оборудованием, что усложняет технологический процесс и увеличивает материальные затраты.
В качестве ближайшего аналога заявляемой установки принято устройство для подготовки нефти (см. авт. св-во N 625740, МПК В 01 D 17/04, опубл. 30.09.78, Бюл. N 36), содержащее трубопровод, соединенный с газоводонефтяным сепаратором, при этом трубопровод снабжен патрубком ввода перегретого водяного пара.
Введение в ноток нефти перегретого водяного пара в определенной степени решает задачу повышения эффективности подготовки нефти: одновременно осуществляется прогрев нефти и гидродинамическое воздействие струи пара, разрушающее водонефтяную эмульсию. Однако подача пара в этом устройстве осуществляется локально на конкретном участке движения потока, а факторы, которые способствовали бы равномерному распределению конденсата в потоке и позволили бы использовать подачу пара в нефть с максимальной эффективностью, в известном решении отсутствуют. При этом давление подачи пара должно быть минимальным, поскольку при повышенном давлении будут иметь место гидроудары, разрушающие трубопровод.
Вместе с тем такое устройство, как и все вышеизложенные решения, также не решает проблему удаления из водонефтяной эмульсии механических примесей.
Сущность изобретения
Заявленным изобретением решается задача повышения эффективности подготовки нефти к переработке за счет одновременного выполнения на одном подготовительном участке нескольких необходимых для качественной подготовки нефти условий, таких как прогрев нефти, введение в поток промывочной воды, обеспечение последующей коалесценции водяной и нефтяной фаз, удаление механических примесей. При этом достигаемая степень подготовки нефтеводяной или водонефтяной эмульсии к расслоению позволяет проводить процесс деэмульсации без применения реагентов-деэмульгаторов и электрического поля.
Заявленным изобретением решается задача повышения эффективности подготовки нефти к переработке за счет одновременного выполнения на одном подготовительном участке нескольких необходимых для качественной подготовки нефти условий, таких как прогрев нефти, введение в поток промывочной воды, обеспечение последующей коалесценции водяной и нефтяной фаз, удаление механических примесей. При этом достигаемая степень подготовки нефтеводяной или водонефтяной эмульсии к расслоению позволяет проводить процесс деэмульсации без применения реагентов-деэмульгаторов и электрического поля.
Поставленная задача решена тем, что в способе подготовки нефти к переработке, включающем подачу водяного пара в поток транспортируемой по трубопроводу нефти, ее подогрев и последующее отстаивание, согласно изобретению производят предварительный подогрев нефти и подачу водяного пара осуществляют в поток нефти, движение которого на участке подачи пара преобразуют из ламинарного в турбулентное, а затем вновь в ламинарное, при этом поток транспортируют с уклоном в направлении к отстойнику, а отстоявшуюся нефть направляют на дополнительную деэмульсацию, которую выполняют пропусканием потока нефти через коалесцирующий пакет.
Благодаря предварительному подогреву нефти снижается ее вязкость, увеличивается разность плотностей воды и нефти и уменьшается прочность пленки, окружающей глобулы воды. Поэтому подогрев нефти перед воздействием на нее водяного пара является существенным для получения технического результата, обусловленного совмещением подачи водяного пара с преобразованием режима движения потока из ламинарного в турбулентный, а затем вновь в ламинарный. Полученный при этом технический результат заключается в следующем.
При подаче в поток нефти водяного пара на участке ввода пара в нефть образуется зона пониженного давления за счет кинетической энергии струи и за счет конденсации пара. При этом полученная в результате конденсации пара вода выполняет роль промывочной воды. Она равномерно распределяется по объему движущейся нефти, смешивается с прогретой нефтью, омывая имеющиеся в ней соли и растворяя их. Пар, температура которого значительно выше температуры предварительно прогретой нефти, дополнительно нагревает нефть, что положительно влияет на процесс растворения солей и последующее расслоение водонефтяной эмульсии.
Следствием изменения характера движения потока на участке подачи водяного пара (из ламинарного движения в турбулентное) также является падение давления на этом участке. Поэтому в результате значительного возрастания скорости движения частиц нефти, обусловленного изменением режима движения потока, и при одновременном воздействии на поток энергии струи водяного пара происходит интенсивное перемешивание эмульсии с водяным паром. При этом происходит "омолаживание" и разрушение стойких эмульсий: ослабляется прочность пленки, окружающей глобулы воды, происходит диспергирование эмульсии, пар конденсируется на капельках диспергированной воды, вызывая разрушение слоя ПАВ, глобулы воды укрупняются и начинается их выпадение из эмульсии.
Существенным фактором, влияющим на расслоение эмульсии, является дальнейшее преобразование характера движения потока нефти, а именно: преобразование турбулентного движения в ламинарное. При данном изменении режима движения гасится скорость потока и происходит выпадение скоалесцированных капель воды из нефти. Вместе с тем, в процессе турбулентного движения и благодаря воздействию повышенной температуры и кинетической энергии струи пара освобождаются скопившиеся на границе раздела фаз твердые частицы, поэтому при переходе турбулентного движения в ламинарное из потока начинают выпадать механические примеси. Транспортирование потока с уклоном в направлении к отстойнику обеспечивает постоянное удаление этих примесей из трубопровода.
Таким образом, воздействием пара на подогретую нефть, перемещающуюся в потоке с преобразующимся режимом движения, при условии воздействия струи пара в момент, когда поток наиболее интенсивен, во-первых, можно получить нефтеводяную или водонефтяную эмульсию, готовую к коалесценции даже из стойких застаревших нефтей, во-вторых, обеспечивается выпадение механических примесей из нефти, что позволяет завершить деэмульсацию эмульсии пропусканием ее через коалесциирующие пакеты из волокнистого материала или пористого пенополиуритана (присутствие механических примесей разрушает эти пакеты и быстро выводит их из строя). Вместе с тем перемещение потока в сторону отстойника с уклоном обеспечивает удаление примесей из трубопровода и предотвращает их отложение на его внутренних стенках.
При больших объемах подготавливаемой нефти целесообразно осуществлять способ, транспортируя нефть параллельными потоками по более чем одному трубопроводу и отстаивая каждый поток в отдельном отстойнике. Далее осуществление процесса возможно слиянием отделенной в отстойниках нефтяной фазы в один поток и пропусканием этого потока через разделитель эмульсии.
В частном случае осуществления способа при больших объемах подготавливаемой нефти часть потока, движущегося в контакте со стенками трубопровода, пропускают в ламинарном движении. Это позволяет исключить перебои в реализации способа, которые могут возникнуть при высокой производительности, когда объем нефти большой и движение потока в трубопроводе не может быть полностью преобразовано в турбулентное.
В этом случае целесообразно выполнить перед деэмульсацией дополнительную фильтрацию эмульсии с целью удаления не выпавших из эмульсии механических примесей.
Поставленная задача решена также тем, что в установке подготовки нефти к переработке, содержащей трубопровод, соединенный с отстойником и снабженный патрубком ввода в поток нефти водяного пара, согласно изобретению патрубок ввода водяного пара установлен соосно трубопроводу, установка снабжена смесительной вставкой, смонтированной в трубопроводе последовательно и соосно патрубку, теплообменником, установленным на входе трубопровода, и разделителем эмульсии, включенным в установку последовательно за отстойником и выполненным в виде дополнительного отстойника с коалесцирующим пакетом, перекрывающим рабочее сечение разделителя, при этом трубопровод установлен с уклоном в сторону отстойника, обеспечивающим перемещение к отстойнику выпавших из потока нефти механических примесей, выполнен с расширенным концом и обращен выходом к стенке отстойника в донной его части.
Конструктивное исполнение установки, включающее монтаж в трубопроводе смесительной вставки последовательно за патрубком подачи в поток нефти пара и соосно с этим патрубком, установку трубопровода с уклоном в сторону отстойника и конструктивную проработку сопряженной с отстойником выходной части трубопровода, обеспечивает преобразование режима движения потока (из ламинарного движения в турбулентное, а затем вновь в ламинарное) и подачу в поток нефти водяного пара именно на том участке, где как раз имеет место преобразование движения потока из ламинарного в турбулентное, что предопределяет, во-первых, максимальную эффективность разрушения нефтеводяной или водонефтяной эмульсии, во-вторых, интенсивное выпадание из эмульсии механических примесей и обеспечивает такой дальнейший режим потока нефти, который является наиболее благоприятным для разделения фаз эмульсии и удаления механических примесей. Введение (по сравнению с прототипом) в установку теплообменника обеспечивает предварительный подогрев нефти, а подключение последовательно за отстойником разделителя эмульсии, выполненного в виде дополнительного отстойника с коалесцирующим пакетом, перекрывающим рабочее сечение разделителя, позволяет завершить процесс подготовки нефти к дальнейшей переработке.
Таким образом, посредством заявляемого устройства решается та же задача и достигается тот же технический результат, что и в заявляемом способе, т.е. заявляемые изобретения связаны единым изобретательским замыслом.
При анализе известного уровня техники выявлены решения, в которых осуществляется предварительный прогрев нефти перед разрушением нефтеводяной эмульсии посредством теплообменных аппаратов (например, см. книгу под ред. Б.И. Бондаренко, Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М. , Химия, 1983, стр. 10, рис. 1-2). Известно также использование разделителей эмульсии в виде отстойников с разделительными коалесцирующими пакетами (см. RU 2105584, МПК В 01 D 17/04).
Однако аналогичных решений, в которых имело бы место использование водяного пара в совокупности с изменениями режима движения потока водонефтяной или нефтеводяной эмульсии с целью повышения эффективности подготовки нефти к переработке и удаления из эмульсии механических примесей, что является особенно необходимым при применении для разделения эмульсии коалесцирующих пакетов из волокнистых материалов и пористого пенополиуритана, в известном уровне технике выявлено не было. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемых решений критерию охраноспособности изобретения "изобретательский уровень".
При решении проблемы подготовки больших объемов нефти установку выполняют содержащей несколько параллельных, аналогичных вышеописанному, трубопроводов, каждый из которых связан со своим отстойником.
При конкретной реализации устройства целесообразно выполнить смесительную вставку в виде двух обращенных друг к другу меньшими основаниями и разнесенных по оси трубопровода усеченных конусов, соединенных по меньшим основаниям цилиндром, образующим проточную часть смесительной вставки. Такое конструктивное исполнение этого элемента обеспечивает необходимое для получения технического результата изменение режима движения потока нефти, при этом характеризуется простотой конструкции и возможностью обеспечить необходимое взаиморасположение смесительной вставки и патрубка подачи пара.
Для переработки большого объема нефти возможно выполнение устройства с установкой смесительной вставки в трубопроводе с зазором по отношению к его стенкам. Для этого вставку выполняют в виде связанных цилиндром конусов, больший диаметр которых несколько меньше, чем диаметр трубопровода. В этом случае для предотвращения попадания механических примесей, которые частично могут остаться в водонефтяной или нефтеводяной эмульсии, установка снабжена фильтрующим элементом, установленным до коалесцирующего пакета.
Перечень фигур чертежей
Заявляемые способ и устройство иллюстрируются следующими чертежами:
на фиг. 1 представлена общая схема установки для осуществления способа;
на фиг. 2 - общая схема установки для большого объема перерабатываемой нефти;
на фиг. 3 - схематичное изображение трубопровода и отстойника заявляемой установки;
на фиг. 4 - сечение A-A на фиг. 3, иллюстрирующее выполнение концевой части трубопровода.
Заявляемые способ и устройство иллюстрируются следующими чертежами:
на фиг. 1 представлена общая схема установки для осуществления способа;
на фиг. 2 - общая схема установки для большого объема перерабатываемой нефти;
на фиг. 3 - схематичное изображение трубопровода и отстойника заявляемой установки;
на фиг. 4 - сечение A-A на фиг. 3, иллюстрирующее выполнение концевой части трубопровода.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Для осуществления заявляемого способа используют установку подготовки нефти к переработке (см. фиг. 1), которая включает блок теплообменников 1, трубопровод 2, соединенный с отстойником 3, и разделитель 4 эмульсии, содержащий коалесцирующий пакет 5. Установка, предназначенная для больших объемов подготавливаемой нефти (см. фиг. 2), включает трубопровод, состоящий из трех параллельных трубопроводов 2', 2'' 2''' соединенных, соответственно, с отстойниками 3', 3'', 3''', а также разделитель эмульсии, состоящий из трех ступеней: 4', 4'', и 4''', установленных последовательно за параллельно связанными отстойникам 3', 3'', 3'''. Трубопровод 2 (трубопроводы 2', 2'', 2''') связан с паропроводом (на чертежах не показан), который открывается в трубопровод 2 (или каждый трубопровод 2', 2'', 2''') посредством патрубка 6 ввода в поток нефти водяного пара (см. фиг. 3). Патрубок 6 установлен соосно трубопроводу 2 и обеспечивает подачу пара в центральную часть потока нефти. В трубопроводе 2 (или в каждом из трубопроводов 2', 2'', 2''') последовательно и соосно патрубку 6 смонтирована смесительная вставка 7, состоящая из двух усеченных конусов 8 и 9, разнесенных по оси трубопровода и соединенных по меньшим основаниям цилиндром 10. Трубопровод 2 установлен с уклоном в сторону отстойника 3, обеспечивающим перемещение к отстойнику 3 слоя выпавших механических примесей. При этом концевая часть трубопровода 2, сообщающаяся с отстойников 3, выполнена с расширенным концом (см. фиг. 4), который обращен выходом к стенке отстойника 3 в донной его части. Диаметры больших оснований усеченных конусов 8 и 9 смесительной вставки 7 несколько меньше, чем диаметр трубопровода 2. В результате между стенкой трубопровода 2 и смесительной вставкой 7 образован зазор 11, обеспечивающий протекание части потока нефти помимо смесительной вставки 7. В результате 4 эмульсии перед коалесцирующим пакетом 5 установлен фильтрующий элемент 12.
Для осуществления заявляемого способа используют установку подготовки нефти к переработке (см. фиг. 1), которая включает блок теплообменников 1, трубопровод 2, соединенный с отстойником 3, и разделитель 4 эмульсии, содержащий коалесцирующий пакет 5. Установка, предназначенная для больших объемов подготавливаемой нефти (см. фиг. 2), включает трубопровод, состоящий из трех параллельных трубопроводов 2', 2'' 2''' соединенных, соответственно, с отстойниками 3', 3'', 3''', а также разделитель эмульсии, состоящий из трех ступеней: 4', 4'', и 4''', установленных последовательно за параллельно связанными отстойникам 3', 3'', 3'''. Трубопровод 2 (трубопроводы 2', 2'', 2''') связан с паропроводом (на чертежах не показан), который открывается в трубопровод 2 (или каждый трубопровод 2', 2'', 2''') посредством патрубка 6 ввода в поток нефти водяного пара (см. фиг. 3). Патрубок 6 установлен соосно трубопроводу 2 и обеспечивает подачу пара в центральную часть потока нефти. В трубопроводе 2 (или в каждом из трубопроводов 2', 2'', 2''') последовательно и соосно патрубку 6 смонтирована смесительная вставка 7, состоящая из двух усеченных конусов 8 и 9, разнесенных по оси трубопровода и соединенных по меньшим основаниям цилиндром 10. Трубопровод 2 установлен с уклоном в сторону отстойника 3, обеспечивающим перемещение к отстойнику 3 слоя выпавших механических примесей. При этом концевая часть трубопровода 2, сообщающаяся с отстойников 3, выполнена с расширенным концом (см. фиг. 4), который обращен выходом к стенке отстойника 3 в донной его части. Диаметры больших оснований усеченных конусов 8 и 9 смесительной вставки 7 несколько меньше, чем диаметр трубопровода 2. В результате между стенкой трубопровода 2 и смесительной вставкой 7 образован зазор 11, обеспечивающий протекание части потока нефти помимо смесительной вставки 7. В результате 4 эмульсии перед коалесцирующим пакетом 5 установлен фильтрующий элемент 12.
Пример выполнения способа и работы установки.
Подают на установку производительностью 350 куб.м/час сырую нефть, содержащую: солей до 200 мг/л, воды до 1% объема, механических примесей до 0,1% мас., серы до 1% мас., фенолов до 100 мг/л.
Поданную на установку нефть предварительно подогревают в блоке теплообменников 1 за счет тепла отходящей подготовленной нефти, затем по трубопроводу 2 транспортируют в сторону отстойника 3. В трубопровод 2 поток нефти поступает в условно ламинарном режиме движения, но, встречая на пути конус 8 и цилиндр 10 смесительной вставки 7, движение потока преобразуется из ламинарного в турбулентное. На участке преобразования движения потока из ламинарного в турбулентное в нефть посредством патрубка 6 подают водяной пар. Происходит интенсивное перемешивание нефти и пара, которое продолжается на участке цилиндра 10 смесительной вставки 7, при этом, поскольку на участке ввода пара, т.е. на участке конуса 8, и на участке цилиндра 10 смесительной вставки 7 образуется зона пониженного давления, частицы нефти перемещаются с большой скоростью, вместе с тем происходит дополнительный нагрев нефти под действием пара, водяной пар конденсируется, а создавшийся паровой конденсат выполняет роль промывочной воды, омывая растворенные в нефти соли и растворяя их. На этом участке в зоне турбулентного движения происходит основное разрушение эмульсии.
Далее поток нефти поступает в зону усеченного конуса 9 смесительной вставки 7, где скорости частиц, составляющих эмульсию гасятся, давление в потоке повышается, режим движения потока переходит в ламинарный. При этом происходит распад эмульсии на составляющие ее фазы и выпадение механических примесей. Этот процесс продолжается при дальнейшем движении потока по трубопроводу. Поскольку трубопровод установлен с уклоном, слой выпадающих из эмульсии механических примесей не осаждается на стенке трубопровода, а перемещается вместе с потоком в сторону отстойника. Благодаря конструктивному выполнению концевого участка трубопровода и его размещению в донной части отстойника, отслоившаяся эмульсия и механические примеси поступают в отстойник без их смешения. В отстойнике происходит разделение эмульсии на нефть и воду и выпадение механических примесей. Отделившаяся в отстойнике вода дренируется на сооружения водоочистки (на чертеже не показано), механические примеси осаждаются в отстойнике, где накапливаются, и откуда потом удаляются в процессе ремонтно-профилактических работ, а частично обезвоженную и обессоленную нефть направляют в разделитель 4 эмульсии и, добавив при этом в нефть промывную воду, пропускают через фильтрующий элемент 12 и коалесцирующий пакет 5. Поскольку основная часть механических примесей была удалена из нефти в процессе транспортировки по трубопроводу 2 и осела в отстойнике 3, фильтрующий элемент 12 необходим только как вспомогательный.
На выходе из разделителя 4 эмульсии подготовленная к переработке нефть содержит солей не более 3 мг/л, содержание воды не более 0,1% объема, содержание механических примесей не более 0, 5 мг/л. При этом срок работы разделителя эмульсии без замены коалесцирующего пакета может достигать 1 года.
Таким образом, заявленные способ и устройство подготовки нефти к переработке позволили без применения деэмульгаторов и электродегидраторов получить качественно подготовленную для переработки нефть, из которой максимально удалены механические примеси, соли и вода. При этом одновременно с решением задачи повышения эффективности и удешевления процесса подготовки нефти решена проблема увеличения срока работы коалесцирующих пакетов до выхода их из строя.
Claims (11)
1. Способ подготовки нефти к переработке, включающий подачу водяного пара в поток транспортируемой по трубопроводу нефти, ее подогрев и последующее отстаивание, отличающийся тем, что производят предварительный подогрев нефти, подачу водяного пара осуществляют в поток нефти, движение которого на участке подачи пара преобразуют из ламинарного в турбулентное, а затем вновь в ламинарное, при этом поток транспортируют с уклоном в направлении к отстойнику, а отстоявшуюся нефть направляют на дополнительную деэмульсацию, которую выполняют пропусканием потока нефти через коалесцирующий пакет.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефть транспортируют параллельными потоками по более чем одному трубопроводу и отстаивают каждый поток в отдельном отстойнике.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что часть потока нефти, контактирующую со стенками трубопровода, пропускают в ламинарном движении.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что нефть перед дополнительной деэмульсацией фильтруют.
5. Способ по п.1, или 2, или 3, или 4, отличающийся тем, что дополнительную деэмульсацию выполняют в несколько ступеней.
6. Установка подготовки нефти к переработке, содержащая трубопровод, соединенный с отстойником и снабженный патрубком ввода в поток нефти водяного пара, отличающаяся тем, что патрубок ввода водяного пара установлен соосно трубопроводу, установка снабжена смесительной вставкой, смонтированной в трубопроводе последовательно и соосно патрубку, теплообменником, установленным на входе трубопровода, и разделителем эмульсии, включенным в установку последовательно за отстойником и выполненным в виде дополнительного отстойника с коалесцирующим пакетом, перекрывающим рабочее сечение разделителя, при этом трубопровод установлен с уклоном в сторону отстойника, обеспечивающим перемещение к отстойнику выпавших из потока нефти механических примесей, выполнен с расширенным концом и обращен выходом к стенке отстойника в донной его части.
7. Установка по п.6, отличающаяся тем, что она снабжена по меньшей мере еще одним аналогичным трубопроводом, установленным параллельно первому, и по меньшей мере еще одним отстойником, связанным с этим трубопроводом.
8. Установка по п.6 или 7, отличающаяся тем, что смесительная вставка выполнена в виде двух обращенных к друг другу меньшими основаниями и разнесенных по оси трубопровода усеченных конусов, соединенных по меньшим основаниям цилиндром, образующим проточную часть смесительной вставки.
9. Установка по п.8, отличающаяся тем, что смесительная вставка установлена в трубопроводе с зазором по отношению к диаметру трубопровода.
10. Установка по п.9, отличающаяся тем, что она снабжена фильтрующим элементом для улавливания механических примесей, установленным до коалесцирующего пакета.
11. Установка по п.6, или 7, или 8, или 9, или 10, отличающаяся тем, что она снабжена по меньшей мере еще одним последовательно установленным разделителем эмульсии.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000109656A RU2162725C1 (ru) | 2000-04-17 | 2000-04-17 | Способ подготовки нефти к переработке и установка для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000109656A RU2162725C1 (ru) | 2000-04-17 | 2000-04-17 | Способ подготовки нефти к переработке и установка для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2162725C1 true RU2162725C1 (ru) | 2001-02-10 |
Family
ID=20233454
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000109656A RU2162725C1 (ru) | 2000-04-17 | 2000-04-17 | Способ подготовки нефти к переработке и установка для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2162725C1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256790C1 (ru) * | 2004-07-28 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обессоливания нефти |
| RU2263778C1 (ru) * | 2004-10-05 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти |
| RU2333350C1 (ru) * | 2007-09-10 | 2008-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки нефти |
| RU2376463C2 (ru) * | 2007-08-15 | 2009-12-20 | Ненахов Станислав Михайлович | Нефтедобывающее предприятие разрабатываемого месторождения углеводородов - нефтяного, нефтегазового и/или месторождения газового конденсата |
| RU2417245C2 (ru) * | 2009-04-21 | 2011-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр технологического сервиса" | Способ обезвоживания высокоустойчивых водоуглеводородных эмульсий и унифицированный комплекс для его реализации |
| RU184794U1 (ru) * | 2018-06-14 | 2018-11-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Отстойник для внутрипромысловой подготовки нефти |
| CN114100398A (zh) * | 2021-11-11 | 2022-03-01 | 北京中科诚毅科技发展有限公司 | 一种管道输送油煤浆防煤粉沉积的设备及方法 |
| CN116286080A (zh) * | 2023-05-19 | 2023-06-23 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种油田采出液管式预分水系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4350596A (en) * | 1981-05-22 | 1982-09-21 | Kennedy Alvin B Jun | Method and apparatus for recovering waste oil |
| SU1601108A1 (ru) * | 1987-12-29 | 1990-10-23 | Казанский филиал Московского энергетического института | Способ деэмульсации нефти |
| WO1998007494A1 (fr) * | 1996-08-20 | 1998-02-26 | Alexandr Mikhailovich Zobov | Procede et dispositif de deshydratation de milieux hydrocarbures |
| RU2146549C1 (ru) * | 1999-08-24 | 2000-03-20 | Зобов Александр Михайлович | Установка обезвоживания и обессоливания нефти |
-
2000
- 2000-04-17 RU RU2000109656A patent/RU2162725C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4350596A (en) * | 1981-05-22 | 1982-09-21 | Kennedy Alvin B Jun | Method and apparatus for recovering waste oil |
| SU1601108A1 (ru) * | 1987-12-29 | 1990-10-23 | Казанский филиал Московского энергетического института | Способ деэмульсации нефти |
| WO1998007494A1 (fr) * | 1996-08-20 | 1998-02-26 | Alexandr Mikhailovich Zobov | Procede et dispositif de deshydratation de milieux hydrocarbures |
| RU2146549C1 (ru) * | 1999-08-24 | 2000-03-20 | Зобов Александр Михайлович | Установка обезвоживания и обессоливания нефти |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256790C1 (ru) * | 2004-07-28 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обессоливания нефти |
| RU2263778C1 (ru) * | 2004-10-05 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ предотвращения солеотложений при добыче и транспорте нефти |
| RU2376463C2 (ru) * | 2007-08-15 | 2009-12-20 | Ненахов Станислав Михайлович | Нефтедобывающее предприятие разрабатываемого месторождения углеводородов - нефтяного, нефтегазового и/или месторождения газового конденсата |
| RU2333350C1 (ru) * | 2007-09-10 | 2008-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки нефти |
| RU2417245C2 (ru) * | 2009-04-21 | 2011-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр технологического сервиса" | Способ обезвоживания высокоустойчивых водоуглеводородных эмульсий и унифицированный комплекс для его реализации |
| RU184794U1 (ru) * | 2018-06-14 | 2018-11-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Отстойник для внутрипромысловой подготовки нефти |
| CN114100398A (zh) * | 2021-11-11 | 2022-03-01 | 北京中科诚毅科技发展有限公司 | 一种管道输送油煤浆防煤粉沉积的设备及方法 |
| CN116286080A (zh) * | 2023-05-19 | 2023-06-23 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种油田采出液管式预分水系统 |
| CN116286080B (zh) * | 2023-05-19 | 2023-08-11 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种油田采出液管式预分水系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP2962821B2 (ja) | エマルジョンから油および水を分離する方法 | |
| US4533459A (en) | Extraction process | |
| CA2726122C (en) | Process and apparatus for bitumen froth treatment with tailings component return | |
| US20160030856A1 (en) | Distillation reactor module | |
| US7097761B2 (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
| CN104944619B (zh) | 重质原油加工过程中电脱盐污水除油方法 | |
| RU2162725C1 (ru) | Способ подготовки нефти к переработке и установка для его осуществления | |
| CN102949866A (zh) | 一种石油化工乳化工艺水除油方法 | |
| RU2331587C1 (ru) | Способ обработки высокозагрязненных нефтесодержащих вод, осадков и грунтов и аппаратная линия для его осуществления | |
| CA2792901C (en) | Bitumen froth treatment settler feed distributor | |
| US20110136923A1 (en) | Microwave Process and Apparatus for Breaking Emulsions | |
| CN102226100A (zh) | 一种高效原油脱盐/脱水方法及设备 | |
| CN104291542B (zh) | 一种原油储罐罐底淤泥清除回收设备及方法 | |
| RU2045982C1 (ru) | Установка подготовки продукции скважин | |
| US20190048269A1 (en) | Desalter emulsion separation by direct contact vaporization | |
| US5958256A (en) | Method for pretreating an industrial wastewater | |
| RU2116106C1 (ru) | Установка по герметизированной переработке нефтешламовых, ловушечных и дренажных эмульсий | |
| NO349021B1 (en) | Methods and systems for processing a vapor stream from a thermal desorption process | |
| RU2698803C1 (ru) | Технология разрушения стойких водонефтяных эмульсий ультразвуковым методом | |
| RU2330060C1 (ru) | Способ подготовки высоковязкой нефти | |
| RU2189846C1 (ru) | Способ совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов | |
| RU2255903C1 (ru) | Устройство для очистки нефтесодержащих сточных вод | |
| SU702068A1 (ru) | Способ обезвоживани и обессоливани нефти | |
| CN220098923U (zh) | 一种联合站采出液常温下密闭快速深度脱水系统 | |
| SU808096A1 (ru) | Установка дл обезвоживани и ОбЕССОлиВАНи НЕфТи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060418 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20071227 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120418 |