RU2330060C1

RU2330060C1 - Method of processing high-viscosity oil

Info

Publication number: RU2330060C1
Application number: RU2007112893/15A
Authority: RU
Inventors: Мансур Инсафович Фарахов (RU); Мансур Инсафович Фарахов; Сергей Михайлович Кириченко (RU); Сергей Михайлович Кириченко; Григорий Иванович Павлов (RU); Григорий Иванович Павлов; Тимур Мансурович Фарахов (RU); Тимур Мансурович Фарахов
Original assignee: ООО "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ"
Priority date: 2007-03-29
Filing date: 2007-03-29
Publication date: 2008-07-27

Abstract

FIELD: chemistry.

SUBSTANCE: invention pertains to the method of evaporating heavy crude oil and bitumens and can be used in the oil-extraction and oil refining industry. The method involves heating the crude oil with subsequent removal of water. The oil is heated in heat exchangers to 220-250°C at 2.5-4 MPa. The oil is later decanted until separation of phases at 220-250°C and pressure of 2.5-4 MPa. After removal of water, the oil is heated in a tube-type furnace to a temperature not exceeding 350°C.

EFFECT: simplification of processing high viscosity oil due to reduction of instrumentation entities and longer service life of the equipment.

1 dwg

Description

Изобретение относится к способу обезвоживания тяжелых нефтей и битумов и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.The invention relates to a method for dehydration of heavy oils and bitumen and can be used in the oil and oil refining industries.

Снижение запасов нефти традиционных месторождений повышает интерес к добыче и соответственно к переработке тяжелой нефти, см. Ратов А.Н., Немировская Г.Б. и др. Проблемы освоения нефтей Ульяновской области. "Химия и технология топлив и масел", №4, 1995. Под тяжелой нефтью понимают нефть плотностью более 885 кг/м³, как правило, с небольшим содержанием светлых фракций и высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и других нежелательных примесей. Эти особенности состава тяжелой нефти вызывают серьезные трудности как при добыче, так и при транспортировании: высокие значения вязкости и температуры застывания, так и при ее переработке: значительное содержание различных примесей, смол. Транспортирование существенно осложняется из-за повышенного содержания смолисто-асфальтеновых веществ и парафина.The decrease in oil reserves of traditional fields increases interest in the production and, accordingly, in the processing of heavy oil, see Ratov AN, Nemirovskaya GB and other problems of oil development in the Ulyanovsk region. "Chemistry and technology of fuels and oils", No. 4, 1995. Under heavy oil is understood oil with a density of more than 885 kg / m ³ , usually with a low content of light fractions and a high content of tar-asphaltene substances and other undesirable impurities. These features of the composition of heavy oil cause serious difficulties both in production and in transportation: high viscosity and pour point, and during its processing: a significant content of various impurities, resins. Transportation is significantly complicated due to the high content of tar-asphaltene substances and paraffin.

Проблема переработки тяжелой нефти в настоящее время обостряется - возрастает потребность в переработке такой нефти, так как запасы легкой нефти истощаются, а запасы тяжелой нефти достаточно велики во всем мире. Таким образом, подготовка тяжелой нефти к переработке - процесс, определяющий рентабельность всего нефтеперерабатывающего производства.The problem of refining heavy oil is currently aggravating - the need for refining of such oil is increasing, as reserves of light oil are depleted, and reserves of heavy oil are quite large all over the world. Thus, the preparation of heavy oil for refining is a process that determines the profitability of the entire oil refining industry.

Содержание солей в товарной нефти в настоящее время, как правило, не превышает 300 мг/л (по ГОСТ 9965-76 допускается до 1800 мг/л), воды до 1%. В процессе обезвоживания из нефти в сточные воды переходят соли, некоторая часть соединений кислотного характера (жирные и нафтеновые кислоты, кислые смолы), а также соединения ванадия (на 50-70%), мышьяка и никеля, которые частично концентрируются на поверхности глобул воды, см. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Пинковский Я.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывающих заводах: Обзорная информация. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1973, - 56 с.The salt content in marketable oil at present, as a rule, does not exceed 300 mg / l (according to GOST 9965-76, up to 1800 mg / l is allowed), water up to 1%. In the process of dehydration, salts, some of the acidic compounds (fatty and naphthenic acids, acidic resins), as well as vanadium compounds (50-70%), arsenic and nickel, which are partially concentrated on the surface of water globules, pass from oil to waste water see Levchenko D.N., Bergstein N.V., Pinkovsky Y.I. Oil desalination at refineries: Overview. - M.: TSNIITENeftekhim, 1973, - 56 p.

Значительная часть солей находится в каплях пластовой воды, поэтому сущность процесса обессоливания состоит в наиболее полном удалении из нефти этих капель - обезвоживании. Процесс обессоливания связан со значительными сложностями, так как после промысловой подготовки нефти в ней остаются очень мелкие капли воды. При транспортировке и хранении нефти образуется устойчивая водонефтяная эмульсия. Наиболее простым способом обезвоживания, а тем самым и обессоливания нефти является широко используемый в настоящее время во всем мире отстой капель воды, имеющих большую плотность, чем нефть, и поэтому оседающих в нижнюю часть отстойного аппарата под действием силы тяжести. Скорость осаждения этих капель пропорциональна согласно закону Стокса квадрату ее диаметра и разности плотностей нефти и воды и обратно пропорциональна вязкости нефти. Она (скорость) очень мала и для самых мелких капель соизмерима со скоростями броуновского движения и естественной конвекции. При столкновении таких капель воды их коалесценции не происходит, так как этому препятствует прочная гидрофобная пленка. По мнению многих исследователей в состав пленки входят микрокристаллы парафина, асфальтены, смолистые вещества, органические кислоты, а также металлопорфириновые комплексы ванадия, никеля, железа, магния, см. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Пинковский Я.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывющих заводах: Обзорная информация. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1973, - 56 с.; Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывющих предприятиях. - М.: Химия, 1985, - с.6.A significant part of the salts is in drops of produced water, therefore, the essence of the desalination process is the most complete removal of these drops from oil - dehydration. The process of desalination is associated with significant difficulties, since after field treatment of oil, very small drops of water remain in it. During transportation and storage of oil, a stable oil-water emulsion is formed. The easiest way to dehydrate, and thereby desalinate, oil is the currently widely used sludge of water droplets, which have a higher density than oil, and therefore settle into the lower part of the settling apparatus under the influence of gravity. The deposition rate of these drops is proportional according to Stokes law to the square of its diameter and the difference in the density of oil and water and inversely proportional to the viscosity of the oil. It (speed) is very small and for the smallest drops is commensurate with the speeds of Brownian motion and natural convection. When such water droplets collide, their coalescence does not occur, since a strong hydrophobic film prevents this. According to many researchers, the composition of the film includes paraffin microcrystals, asphaltenes, resinous substances, organic acids, as well as metalloporphyrin complexes of vanadium, nickel, iron, magnesium, see Levchenko D.N., Bergstein N.V., Pinkovsky Y.I. Oil desalination at refineries: Overview. - M .: TSNIITENeftekhim, 1973, - 56 p .; Levchenko D.N., Bergstein N.V., Nikolaeva N.M. Oil desalination technology at oil refineries. - M .: Chemistry, 1985, - p.6.

В процессе обезвоживания и обессоливания пленка вокруг капель разрушается и частично уносится с промывной водой. При низкой температуре, когда вязкость нефти и действие поверхностных сил наиболее значительны, осаждения воды из эмульсии почти не происходит. С повышением температуры (до некоторых пределов) снижается вязкость нефти и механическая прочность пленок вокруг глобул воды. В результате повышается растворимость в нефти составляющих этот слой веществ и возрастает разность плотностей воды и нефти (в интервале температур от 0 до 120°С у нефти больший коэффициент объемного расширения, чем у воды). Для каждого типа нефти рекомендуется оптимальная температура обессоливания: для западно-сибирских 70°С; для ромашкинской, прикамской, мангышлакской и туркменской 100-120°С; а для некоторых весьма тяжелых и вязких, например арланской, 120-140°С, см. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Пинковский Я.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывющих заводах: Обзорная информация. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1973, - 56 с.In the process of dehydration and desalination, the film around the drops is destroyed and partially carried away with wash water. At low temperatures, when the viscosity of the oil and the effect of surface forces are most significant, precipitation of water from the emulsion is almost not happening. With increasing temperature (up to some limits), the viscosity of the oil and the mechanical strength of the films around the water globules decrease. As a result, the solubility in oil of the components of this layer increases and the difference in the densities of water and oil increases (in the temperature range from 0 to 120 ° C, oil has a larger coefficient of volume expansion than water). For each type of oil, the optimal desalination temperature is recommended: for West Siberian 70 ° C; for Romashkinskaya, Kama, Mangyshlak and Turkmen 100-120 ° С; and for some very heavy and viscous, for example Arlan, 120-140 ° С, see Levchenko D.N., Bergstein N.V., Pinkovsky Y.I. Oil desalination at refineries: Overview. - M.: TSNIITENeftekhim, 1973, - 56 p.

В настоящее время для подготовки к переработке тяжелых нефтей применяется традиционная технология - термохимическое обезвоживание и обессоливание с применением реагентов-деэмульгаторов. Этот процесс осуществляют при температуре в интервале 20-80°С, при этом расход реагента составляет 50-600 г/т сырья в зависимости от типа деэмульгатора и состава нефти, см. Батуева И.Ю., Гайле А.А., Поконова Ю.В. и др. Химия нефти. - Л.: Химия, 1984. - с.359.Currently, traditional technology is used to prepare for the processing of heavy oils - thermochemical dehydration and desalination using demulsifiers. This process is carried out at a temperature in the range of 20-80 ° C, while the reagent consumption is 50-600 g / t of raw material, depending on the type of demulsifier and oil composition, see Batueva I.Yu., Gaile A.A., Pokonova Yu. .AT. et al. Chemistry of oil. - L .: Chemistry, 1984. - p. 359.

Недостатком способа является то, что деэмульгирование связано как со сложностью подборки для каждой нефти высокоэффективного деэмульгатора, так и с ухудшением товарных свойств самой нефти.The disadvantage of this method is that demulsification is associated both with the complexity of the selection for each oil of a highly effective demulsifier, and with the deterioration of the marketability of the oil itself.

Известен способ обезвоживания природного битума смешением частично обезвоженного (за счет удаления свободно выделившейся воды при нагревании эмульсии до 40-50°С) битума с деэмульгатором (неионогенное ПАВ) в количестве до 400 г/т сырья и углеводородным разбавителем (растворителем) - дистиллятной фракцией природного битума в соотношении (1:0.5)-(1:2), который в данном случае вводят для снижения вязкости, плотности сырья и повышения эффективности действия деэмульгатора. Затем отстаивают смесь эмульсии и дистиллята при температуре 70-80°С в течение 8-12 часов и удаляют выделившуюся воду, при этом содержание остаточной воды в обезвоженном битуме не превышает 0.5%, см. Исмагилов И.Х., Тронов В.П. и др. Экспериментальные исследования и разработка технологий обезвоживания природных битумов месторождений Татарии // серия "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 1992, с.47-48.A known method of dehydration of natural bitumen by mixing partially dehydrated (by removing freely released water when the emulsion is heated to 40-50 ° C) bitumen with a demulsifier (nonionic surfactant) in an amount of up to 400 g / t of raw material and a hydrocarbon diluent (solvent) is a distillate fraction of natural bitumen in the ratio (1: 0.5) - (1: 2), which in this case is introduced to reduce the viscosity, density of the raw materials and increase the effectiveness of the demulsifier. Then the mixture of emulsion and distillate is defended at a temperature of 70-80 ° C for 8-12 hours and the released water is removed, while the content of residual water in dehydrated bitumen does not exceed 0.5%, see Ismagilov I.Kh., Tronov V.P. and others. Experimental research and development of technologies for dehydration of natural bitumen deposits of Tatarstan // series "Oilfield business". M .: VNIIOENG, 1992, p. 47-48.

Этот способ имеет ряд недостатков, таких как значительный расход дорогостоящих высокоэффективных деэмульгаторов; добавление дистиллятной фракции к природным битумам изменяет его состав, следствием чего является снижение эффективности процесса деасфальтизации с помощью растворителя, который часто используется для повышения глубины разделения тяжелого нефтяного сырья, см. Казакова Л.П., Крейн С.Э. Физико-химические основы производства нефтяных масел// М.: Химия, 1978, с.320. Кроме того, значительно увеличивается нагрузка на ректификационное оборудование.This method has several disadvantages, such as the significant consumption of expensive high-performance demulsifiers; the addition of a distillate fraction to natural bitumen changes its composition, which results in a decrease in the efficiency of the deasphalting process with a solvent, which is often used to increase the depth of separation of heavy oil feedstocks, see Kazakova L.P., Kerin S.E. Physicochemical fundamentals of the production of petroleum oils // M .: Chemistry, 1978, p.320. In addition, significantly increases the load on the distillation equipment.

Известен способ обезвоживания природных битумов и высоковязких нефтей, включающий смешение водобитумной эмульсии с растворителем в массовом соотношении (1:0.5)-(1:2) соответственно, отстаивание рабочей смеси до образования двухфазной системы и разделение полученных фаз. Обезвоживание проводят экстракцией, а в качестве растворителя-экстрагента используют ацетон при числе ступеней контакта от 1 до 4, см. RU Патент 2163622, МПК 7 C10G 33/04, 2001.A known method of dehydration of natural bitumen and high viscosity oils, including mixing a water-bitumen emulsion with a solvent in a mass ratio (1: 0.5) - (1: 2), respectively, settling the working mixture to form a two-phase system and separating the phases obtained. Dehydration is carried out by extraction, and acetone is used as an extracting solvent at a number of contact steps from 1 to 4, see RU Patent 2163622, IPC 7 C10G 33/04, 2001.

Недостатками этого способа являются сложная технология и повышенные требования техники безопасности и противопожарной безопасности к растворителям.The disadvantages of this method are the complex technology and increased requirements for safety and fire safety for solvents.

Известен способ обезвоживания тяжелой нефти, включающий смешение ее с утяжелителем - концентрированным раствором соли с плотностью больше плотности нефти и реагентом-деэмульгатором, нагрев и отстой, в котором смешение осуществляют в турбулентном режиме при числе Рейнольдса 180000-300000 и затем полученную передиспергированную водонефтяную эмульсию перемешивают с широкой фракцией легкого нефтепродукта с последующим укрупнением капель воды в ламинарном режиме при числе Рейнольдса 500-2000, см. RU Патент 2111231, МПК С10G 33/04, 1998.A known method of dehydration of heavy oil, including mixing it with a weighting agent - a concentrated salt solution with a density greater than the density of the oil and a demulsifying agent, heating and sludge, in which the mixture is carried out in a turbulent mode with a Reynolds number of 180,000-300,000 and then the dispersed oil-water emulsion is mixed with a wide fraction of light oil product with subsequent enlargement of water droplets in a laminar regime with a Reynolds number of 500-2000, see RU Patent 2111231, IPC С10G 33/04, 1998.

Недостатком способа является то, что он не обеспечивает получения качественной нефти при обезвоживании тяжелых нефтей, т.к. технология подразумевает использование высокорейнольдсных течений, что в случае с тяжелыми нефтями требует больших энергетических затрат и применения дорогостоящего аппаратурного оформления.The disadvantage of this method is that it does not provide high-quality oil for the dehydration of heavy oils, because the technology involves the use of high reynolds currents, which in the case of heavy oils requires high energy costs and the use of expensive hardware design.

Известен способ электрообезвоживания, который основан на разрушении водонефтяной эмульсии электрическим полем, действие которого характеризуется взаимным притяжением капель воды, укрупнением и слиянием их друг с другом на прохождении при этом потока эмульсии из верхней зоны аппарата в нижнюю путем разделения самого потока на элементарные струйки с одновременным понижением напряжения электрического поля и снижением скорости потока по сечению.A known method of electric dewatering, which is based on the destruction of the oil-water emulsion by an electric field, the action of which is characterized by the mutual attraction of water droplets, coarsening and merging them with each other while passing the emulsion flow from the upper zone of the apparatus to the lower by dividing the stream itself into elementary streams with a simultaneous decrease electric field voltage and a decrease in the flow velocity over the cross section.

Такое разделение достигается благодаря внутреннему разделению объема камеры аппарата на каналы малого диаметра, наличию чередующихся конденсаторов и перфорированных диэлектриков, см. SU, Авторское свидетельство 827111, МПК В01D 17/06, 1981.This separation is achieved due to the internal separation of the chamber’s chamber volume into small-diameter channels, the presence of alternating capacitors and perforated dielectrics, see SU, Copyright certificate 827111, IPC B01D 17/06, 1981.

Недостатком известного способа является то, что используемые аппараты по конструкции очень сложные и металлоемкие, а в эксплуатации энерго- и трудоемкие (расход электрической энергии в 3-4 раза больше, чем при использовании деэмульгирования, а трудозатраты при ремонте, очистке и наладке аппаратуры в 2-3 раза выше).The disadvantage of this method is that the devices used are very complex and metal-intensive in design, and energy-intensive and labor-intensive in operation (electric energy consumption is 3-4 times more than when using demulsification, and labor costs in repairing, cleaning and setting up equipment are 2 -3 times higher).

Наиболее близким по технической сущности является способ подготовки высоковязкой (асфальтосмолистой) нефти, заключающийся в нагреве нефти в теплообменниках или трубчатых печах до температуры 150-200°С с последующим удалением воды путем испарения.The closest in technical essence is the method of preparation of highly viscous (asphalt-resinous) oil, which consists in heating the oil in heat exchangers or tube furnaces to a temperature of 150-200 ° C, followed by removal of water by evaporation.

Недостатками способа является то, что в процессе испарения происходит отложение кокса и солей на поверхностях теплообмена, которые, в свою очередь, снижают теплообмен между нефтью и этими поверхностями. Кроме того, отложения солей и кокса уменьшают пропускную способность труб теплообменников и печей, вплоть до полной закупорки, что приводит к локальному перегреву отдельных участков жаровых труб. Перегрев поверхности жаровых труб является основной причиной прогара и загорания трубчатых печей. Образование кристаллических солей в объеме высоковязкой асфальтосмолистой нефти при высокой температуре ее нагрева в результате испарения микрокапель пластовой воды приводит к необходимости использования отдельной стадии обессоливания, которая требует дополнительного аппаратурного оформления, при этом эффективность процесса обессоливания такой нефти резко снижается даже при значительном (10% и более) расходе промывочной пресной воды, см. Описание изобретения RU Патент 2164435, МПК 7 В01D 17/00, 2004.The disadvantages of the method is that during the evaporation process, coke and salts are deposited on the heat exchange surfaces, which, in turn, reduce heat transfer between the oil and these surfaces. In addition, deposits of salts and coke reduce the throughput of the pipes of heat exchangers and furnaces, up to complete blockage, which leads to local overheating of individual sections of the flame tubes. Overheating of the surface of the flame tubes is the main cause of burnout and tanning of tube furnaces. The formation of crystalline salts in the volume of highly viscous asphalt resin oil at a high temperature of its heating as a result of evaporation of microdrops of produced water leads to the need for a separate desalination stage, which requires additional hardware design, while the desalination process of such oil decreases sharply even with a significant (10% or more) ) flow rate of flushing fresh water, see. Description of the invention RU Patent 2164435, IPC 7 В01D 17/00, 2004.

Задачей данного изобретения является упрощение технологии подготовки высоковязкой нефти, увеличение срока службы оборудования и получение подготовленной нефти с содержанием воды не более 0,5% и хлористых солей не более 100 мг/л.The objective of the invention is to simplify the technology for the preparation of highly viscous oil, increase the service life of the equipment and obtain prepared oil with a water content of not more than 0.5% and chloride salts of not more than 100 mg / l.

Техническая задача решается способом подготовки высоковязкой нефти, заключающимся в нагреве нефти с последующим удалением воды, в котором нагрев нефти осуществляют в теплообменниках до температуры 220-250°С под давлением 2,5-4 МПа, затем при температуре 220-250°С под давлением 2,5-4 МПа нефть отстаивают до разделения фаз, а после удаления воды нагрев нефти ведут в трубчатой печи до температуры, не превышающей 350°С.The technical problem is solved by the method of preparing highly viscous oil, which consists in heating the oil with subsequent removal of water, in which the oil is heated in heat exchangers to a temperature of 220-250 ° C under a pressure of 2.5-4 MPa, then at a temperature of 220-250 ° C under pressure 2.5-4 MPa oil is defended until phase separation, and after removing water, the oil is heated in a tubular furnace to a temperature not exceeding 350 ° C.

Решение технической задачи позволяет создать способ подготовки высоковязкой нефти, обеспечивающий упрощение подготовки высоковязкой нефти за счет снижения единиц аппаратурного оформления, повышение срока службы оборудования, и получить подготовленную нефть с содержанием воды не более 0,5% и хлористых солей не более 100 мг/л.The solution to the technical problem allows us to create a method for the preparation of high-viscosity oil, which simplifies the preparation of high-viscosity oil by reducing the hardware units, increasing the life of the equipment, and obtaining prepared oil with a water content of not more than 0.5% and chloride salts not more than 100 mg / l.

Заявляемый способ реализован на пилотной непрерывно действующей установке по подготовке нефти производительностью 0,2 т/ч, схема которой представлена на чертеже.The inventive method is implemented on a pilot continuous operating unit for the preparation of oil with a capacity of 0.2 t / h, a diagram of which is shown in the drawing.

Установка состоит из следующих аппаратов: рекуперативные теплообменники 1 и 2, отстойник 3, трубчатая печь 4, емкость для хранения исходной нефти 5, емкость для отстоявшейся воды 6, резервуар для подготовленной (товарной) нефти 7.The installation consists of the following devices: recuperative heat exchangers 1 and 2, a settling tank 3, a tubular furnace 4, a tank for storing initial oil 5, a tank for sludge water 6, a tank for prepared (commercial) oil 7.

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

Исходную тяжелую высоковязкую нефть Больше-Каменского месторождения с содержанием воды 13 мас.% подают под давлением 4 МПа в теплообменник 1 из емкости для хранения исходной нефти 5 и ведут ее подогрев до температуры 60°С. Далее нефть направляют в рекуперативный теплообменник 2, в котором ее нагревают до температуры 250°С, а затем подают в отстойник 3, в котором происходит разделение фаз, при этом нагрев нефти и ее отстаивание проводят под давлением 4 МПа.The initial heavy high-viscosity oil of the Bolshe-Kamenskoye field with a water content of 13 wt.% Is supplied under pressure of 4 MPa to the heat exchanger 1 from the storage tank for the original oil 5 and is heated to a temperature of 60 ° C. Next, the oil is sent to a recuperative heat exchanger 2, in which it is heated to a temperature of 250 ° C, and then fed to the sump 3, in which the phases are separated, while the oil is heated and sedimented under a pressure of 4 MPa.

Воду из отстойника 3 удаляют снизу, при этом вместе с водой выводятся и растворенные в ней соли. Воду из отстойника направляют в качестве греющего агента в теплообменник 1, а затем в емкость 6. Обезвоженную и обессоленную нефть из отстойника 3 подают в трубчатую печь 4 для нагрева ее до температуры 350°С. Подготовленную таким образом нефть подают в теплообменник 2 в качестве греющего агента, после чего подготовленную нефть направляют в резервуар для подготовленной (товарной) нефти 7.Water from the sump 3 is removed from below, while the salts dissolved in it are removed together with water. Water from the sump is sent as a heating agent to the heat exchanger 1, and then to the tank 6. The dehydrated and desalted oil from the sump 3 is fed into the tube furnace 4 to heat it to a temperature of 350 ° C. The oil thus prepared is fed into the heat exchanger 2 as a heating agent, after which the prepared oil is sent to the tank for the prepared (commercial) oil 7.

Результаты анализов показали, что в полученной нефти содержание воды не превышает 0,5%, а концентрация хлористых солей в отстоявшейся воде составляет 19650 мг/л. Таким образом, остаточное содержание хлористых солей в нефти определяется произведением 19650·0,5% и составляет 98,25 мг/л.The analysis results showed that the water content in the obtained oil does not exceed 0.5%, and the concentration of chloride salts in the settled water is 19650 mg / l. Thus, the residual content of chloride salts in oil is determined by the product of 19650 · 0.5% and amounts to 98.25 mg / l.

В качестве исходной тяжелой нефти берут амбарную нефть с содержанием воды 37 мас.%, которую подают под давлением 2,5 МПа в теплообменник 1 из емкости для хранения исходной нефти 5 и ведут ее подогрев до температуры 110°С. Далее нефть направляют в рекуперативный теплообменник 2, в котором ее нагревают до температуры 220°С, а затем подают в отстойник 3, в котором происходит разделение фаз, при этом нагрев нефти и ее отстаивание проводят под давлением 2.5 МПа.Barn oil with a water content of 37 wt.% Is taken as the initial heavy oil, which is supplied under pressure of 2.5 MPa to the heat exchanger 1 from the tank for storing the original oil 5 and is heated to a temperature of 110 ° C. Next, the oil is sent to a recuperative heat exchanger 2, in which it is heated to a temperature of 220 ° C, and then fed to the sump 3, in which the phases are separated, while the oil is heated and sedimented under a pressure of 2.5 MPa.

Результаты анализов показали, что в полученной нефти содержание воды не превышает 0,2.%, а концентрация хлористых солей в отстоявшейся воде составляет 28500 мг/л. Таким образом, остаточное содержание хлористых солей в нефти определяется произведением 28500·0,2% и составляет 57 мг/л.The analysis results showed that the water content in the obtained oil does not exceed 0.2.%, And the concentration of chloride salts in the settled water is 28500 mg / l. Thus, the residual content of chloride salts in oil is determined by the product of 28500 · 0.2% and is 57 mg / l.

При осуществлении заявляемого способа не происходит испарения воды, что предотвращает отложение кокса и солей на поверхностях теплообмена и тем самым выход из строя теплообменной аппаратуры, поддерживается постоянное качество нагрева нефти и способствует эффективному процессу обезвоживания и обессоливания. При нагревании нефти до температуры, не превышающей 350°С, уменьшается количество парафинов и асфальтенов, отрицательно сказывающихся на дальнейшей переработке и транспортировке нефти.In the implementation of the proposed method, evaporation of water does not occur, which prevents the deposition of coke and salts on the heat exchange surfaces and thereby the failure of the heat exchange equipment, maintains a constant quality of oil heating and contributes to an effective dehydration and desalination process. When oil is heated to a temperature not exceeding 350 ° C, the amount of paraffins and asphaltenes decreases, which adversely affects the further processing and transportation of oil.

Способ осуществляют на непрерывно действующей, энергосберегающей установке с регенерацией тепла в теплообменниках.The method is carried out on a continuously operating, energy-saving installation with heat recovery in heat exchangers.

Таким образом, заявляемый способ по сравнению с прототипом обеспечивает упрощение подготовки высоковязкой нефти, повышение срока службы оборудования и получение подготовленной нефти с содержанием воды не более 0,5% и хлористых солей не более 100 мг/л.Thus, the claimed method in comparison with the prototype provides the simplification of the preparation of highly viscous oil, increasing the life of the equipment and obtaining prepared oil with a water content of not more than 0.5% and chloride salts of not more than 100 mg / l.

Claims

The method of preparation of high-viscosity oil, which consists in heating oil with subsequent removal of water, characterized in that the oil is heated in heat exchangers to a temperature of 220-250 ° C under a pressure of 2.5-4 MPa, then at a temperature of 220-250 ° C under a pressure of 2 , 5-4 MPa, oil is defended before phase separation, and after removal of water, the oil is heated in a tube furnace to a temperature not exceeding 350 ° C.