способ извлечения нефти из нефтесодержащих шламов

Формула изобретения

1. Способ извлечения нефти из нефтесодержащих шламов, включающий введение в шлам органического растворителя и отстаивание шламового раствора, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют смесь фракций перегонки нефти с температурой кипения 50 - 220^oС, которую вводят в шлам до достижения постоянной плотности шламового раствора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что шламовый раствор обрабатывают водным раствором флокулянта в соотношении 10 : 1 с последующим отстаиванием.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что процессы растворения шлама и/или обработки шламового раствора осуществляют при перемешивании.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для извлечения нефти из нефтеносных песчаников, загрязненных нефтью почв, тяжелых нефтяных отложений путем удаления смолисто-асфальтеновых и парафинистых отложений в системах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти.

Известен способ извлечения нефти из тяжелых нефтяных отложений путем контактирования с водной композицией, содержащей углеводородный растворитель, органическое основание и поверхностно-активное вещество (ПАВ). В качестве растворителя используют бензол, ксилол, толуол или их смесь, нафту, керосин. Основанием служат NH₄OH, органические основания (пиридин, морфолин, а также первичные, вторичные, третичные амины). В качестве ПАВ служат алкиларилполиэфиры (Пат. США N 4207193, кл. E 21 B 43/25, 1980 г.).

Недостатком этого способа является ограниченная растворяющая способность водного раствора углеводородного растворителя.

Наиболее близким к заявляемому объекту является способ извлечения нефти из нефтесодержащих шламов, включающий введение в нефтесодержащйй шлам органического растворителя и отстаивание (Патент США N 4017377, кл. C 10 G 1/04, опубл. 12.04.1977 г.).

Недостаток данного способа - недостаточно высокая степень извлечения нефти из нефтесодержащих шламов.

Изобретение направлено на повышение степени извлечения нефти из нефтесодержащего шлама.

Это достигается тем, что в способе извлечения нефти из нефтесодержащих шламов, включающем введение в шлам органического растворителя, и отстаивание шламового раствора, в качестве растворителя используют смесь фракций перегонки нефти с температурой кипения 50-220^oC, которую вводят в шлам до достижения постоянной плотности шламового раствора (0,851-0,900 г/м³ - для нефти III группы качества).

Кроме того, для дополнительного извлечения нефти шламовый раствор обрабатывают водным раствором флокулянта в соотношении 10:1 (с учетом воды, содержащейся в шламе) с последующим отстаиванием.

Целесообразно процессы ввода растворителя в шлам и обработки шламового раствора осуществлять при перемешивании.

Способ осуществляют следующим образом.

В нефтесодержащие шламы (нефтеносные песчаники, загрязненные нефтью почвы, тяжелые нефтяные отложения в системах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти, например, в трубопроводах, хранилищах и оборудовании нефтеперерабатывающих заводов) вводят в качестве растворителя смесь фракций перегонки нефти с температурой кипения 50-220^oC до достижения постоянной плотности шламового раствора. Для нефти III группы качества указанная плотность составляет 0,851-0,900 г/м³. Затем шламовый раствор отстаивают. При соответствии извлеченной нефти показателям качества ГОСТ 9965-75 нефть откачивают, воду дренируют, механические примеси убирают грязевыми насосами.

При наличии воды и механических примесей в растворенной части шлама шламовый раствор обрабатывают водным раствором флокулянта в соотношении 10:1 (с учетом воды, содержащейся в шламе) с последующим отстаиванием и отделением от извлеченной нефти механических примесей и воды.

Процессы ввода в шлам растворителя и обработки шламового раствора флокулянта целесообразно осуществлять при перемешивании.

Способ иллюстрируется примерами, которые поясняются чертежом.

Пример 1. Была извлечена нефть из шламов резервуара нефтеперекачивающей станции (НПС) "Похвистнево" Самарской области.

Из емкости 1 (см. чертеж) подают фракцию углеводородов по ТУ 0272-004-00151638-95 в резервуар 2. Насосом 7 для более полного извлечения объема шлама проводят смену ввода для растворителя, например его вводят последовательно через вводы 3 и 4, 4 и 5, 5 и 6, 6 и 3. Организовывают циркуляцию фракции углеводородов насосом 7 в резервуар 2 в течение одного часа через каждую пару вводов. По истечении часа через пробоотборник 8 извлекают пробу смеси "шлам + фракция углеводородов" и определяют ее плотность. При достижении постоянного значения плотности шламового раствора 863 г/м³ перемешивание прекращают. Растворенный шлам откачивают в накопитель 9.

Операции с введением фракции углеводородов, перемешиванием циркуляцией повторяют. Уровень растворенного шлама в накопителе 9 контролируют до заполнения его на 1/3 от общего объема накопителя. Растворенный шлам выдерживают в накопителе в течение суток.

По истечении суток отбирают пробу из верхней и нижней части накопителя 9 и определяют содержание воды, механических примесей и плотность шламового раствора. Указанные показатели одинаковы для верхней и нижней части накопителя:

Содержание H₂O - 0,95 мас.%

Содержание механических примесей - 0,05 мас.%

Плотность при 20^oC - 0,863 г/м³.

Значения определенных показателей соответствует III группе качества нефти по ГОСТ 9965 - 75, что дает возможность производить откачку полученной нефти в товарный резервуар.

Пример 2. Все операции, описанные в примере 1, проводят со шламом из амбара НПС "Похвистнево". В результате проделанных операций результаты анализа следующие:

Содержание H₂O - 1,2 мас.%

Содержание механических примесей - 0,09 мас.%

Плотность при 20^oC - 0,853 г/м³.

Так как результаты анализа не соответствуют показателям нефти III группы качества по ГОСТ 9965-75, производят закачку водного раствора флокулянта из емкости 1 в накопитель 9 нефти в соотношении 1 т водного раствора флокулянта (с учетом воды в шламе) на 10 т смеси "шлам + фракция углеводородов". Организовывают перемешивание растворенного шлама в накопителе 9 с водным раствором флокулянта с помощью насоса в течение часа. Затем шламовый раствор отстаивают в течение суток. Аналогично примеру 1 отбирают пробу нефти и определяют ее показатели качества по ГОСТ 9965-75.

Содержание H₂O - 0,8 мас.%

Содержание механических примесей - 0,05 мас.%

Плотность нефти при 20^oC - 0,852 г/м³.

Данные показатели нефти соответствуют III группе качества нефти, поэтому нефть откачивают в товарный резервуар.

Пример 3. Все операции по примеру 1 проделаны со шламами НПС "Альметьевск".

Результаты определения качества нефти по ГОСТ 9965-75:

Содержание H₂O - 0,8 мас.%

Содержание механических примесей - 0,045 мас.%

Плотность нефти при 20^oC - 0,890 г/м³.

Показатели извлеченной нефти соответствуют III группе качества нефти.

Пример 4 (по прототипу). В шлам НПС "Альметьевск" добавляют по технологии, описанной в примере 1, органический растворитель, представляющий собой смесь, содержащую 20% жидких парафинов (гептана) и 80% остатка гидрокрекинга вакуумного газойля. По истечении суток отбирают пробу из нижней и верхней части накопителя 9 и определяют плотность шламового раствора. Показатели плотности в верхней части накопителя - 0,851 г/м³ в нижней части накопителя - 0,986 г/м³. Содержание воды в верхней части накопителя - 0,96 мас.%, механических примесей - 0,05 мас.%. Содержание воды в нижней части - 6 мас.%, механических примесей - 10 мас.%.

Данные анализов свидетельствуют о неполном растворении шлама, во время отстоя шлам выпадает в осадок.

Как видно из примеров, предлагаемый способ по сравнению с прототипом обеспечивает более полное растворение шлама, т.е. более полное извлечение нефти. В прототипе шлам по истечении суток выпадает в осадок, т.е. возвращается в исходное состояние, что снижает степень извлечения нефти.