способ обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта

Формула изобретения

1. Способ обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта (сырья) на электрообессоливающих установках, включающий введение в сырье деэмульгатора и смешение подготовленного сырья с промывочной водой, отличающийся тем, что сырье разбавляют легкой маловязкой нефтью и либо бензином, выделенным из тяжелой вязкой нефти, либо бензином термических процессов нефтепереработки, либо ловушечным бензином, образующимся при подрезке эмульсии вода/бензин из товарных резервуаров с бензинами АИ-80, АИ-92, АИ-98, с последующим отстаиванием от воды, а в качестве деэмульгатора используют "Диссольван", представляющий смесь неионогенных поверхностно-активных веществ - полиалкиленгликолей, затем подготовленное сырье смешивают с промывочной водой с использованием механических устройств.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что разбавитель добавляют в следующем количестве, мас.% на сырье:

Легкая маловязкая нефть 30-70

Либо бензин, выделенный из

тяжелой вязкой нефти, либо

бензин термических процессов нефтепереработки,

либо ловушечный бензин 5-30

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что деэмульгатор вводят в следующих количествах, г на сырье:

Перед сырьевым насосом 20-100

Перед каждой последующей стадией обессоливания 3-15

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при смешении промывочной воды с сырьем применяют механические устройства - форсунки, либо перфорированные перегородки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технологии подготовки нефти к переработке, а именно к обессоливанию и обезвоживанию нефти, и может быть использовано для снижения содержания хлористых солей и воды в сырье установок первичной переработки нефти и дистилляции.

Известно, что проблемы переработки тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта связаны со сложностью их подготовки, а именно обезвоживания и обессоливания. Это приводит к подаче на установки первичной перегонки нефти с высоким содержанием воды и хлористых солей, что вызывает сильную коррозию технологического оборудования, увеличение энергозатрат и уменьшение межремонтного пробега установок.

Для обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти используют способ термохимического отстаивания, заключающийся в нагреве эмульсии вода/нефть до температуры 60-100С и отстаивании в течение 4-6 ч в емкостях или резервуарах с добавлением специальных реагентов - деэмульгаторов, описанный в (Д.Н.Левченко, Н.В.Бронштейн, А.Д.Худякова, Н.М.Николаева. Эмульсии нефти с водой и способы их разрушения. - М.: Химия, 1967, с.35-42). Недостатком данного способа является низкая степень обезвоживания и обессоливания нефти.

В (Г.Г.Сидоренков, Б.А.Кветков, М.И.Голтин, В.В.Олейник, Л.Ф.Веселовская, Л.Ф.Ульянова. Нефтепереработка и нефтехимия, 1971, №7, с.4-6) приводится способ подготовки нефтяных эмульсий методом термоотстаивания при температуре 110-130С с использованием разбавителя - газойля с расходом 17-27% (масс.) на сырье и водного раствора соды концентрацией 5-10% (масс.) с расходом 3-6% (масс.) на сырье. Недостатками данного способа являются:

- Низкая эффективность обессоливания.

- Щелочное растрескивание металла оборудования.

- Повышение содержания неорганических соединений в нефти.

В патенте RU 1360185 C1,1994 приводится способ обезвоживания и обессоливания нефти с использованием деэмульгатора, в качестве которого используют маслорастворимый деэмульгатор типа блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина в смеси с реагентом на основе сульфоната МЛ-72 и легким бензиновым дистиллятом, взятые в количестве 0,15-0,3 кг/т нефти, 1,0-2,0 кг/т нефти и 80-100 кг/т нефти соответственно. Разрушение нефтяных эмульсий проводят введением данного деэмульгатора и воды с последующим нагревом до температуры, на 5-15С выше температуры начала кипения нефти, и перемешиванием. Введение пресной воды проводят до достижения обводненности эмульсии 80-90% (масс.). Недостатками данного способа являются:

- Очень высокий расход реагентов и воды.

- Сложность и низкая эффективность данного процесса.

- Значительные энергетические и материальные затраты.

Известен способ подготовки нефти с использованием фильтрующе-коалесцирующих устройств, установленных на установках ЭЛОУ после узла смешения нагретой нефти с нагретыми промывочными водами, описанный в патенте RU 2146549 C1, 2000. Недостатками данного способа являются:

- Сложность и низкая эффективность данного процесса.

- Высокая стоимость фильтрующе-коалесцирующих устройств.

- Выход из строя фильтрующе-коалесцирующих устройств из-за забивки отложениями асфальтосмолистых веществ и парафинов, содержащихся в нефти.

За прототип принимается способ подготовки тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта к переработке на установках ЭЛОУ, включающих 3 стадии электрообессоливания в аппаратах различной конструкции в жестких условиях - температуре 100-150С, давлении 10-18 кгс/см² с применением нефтерастворимых деэмульгаторов “Сепарол 5271”, “Кемеликс 3398”, “Виско 412”, описанный в (П.Г.Баннов. Процессы переработки нефти. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2000, ч.1, с.33-53). При этом для смешения промывочной воды с нефтью применяют регулировочные клапаны и тангенциальные смесители. Деэмульгатор подается в нефть перед сырьевым насосом на входе в установку ЭЛОУ. Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти с содержанием хлористых солей более 1000 мг/дм³, что приводит к повышенной коррозии оборудования и снижению эффективности работы ректификационных колонн;

- значительные энергозатраты на нагрев и электрообессоливание нефти;

- повышенный расход деэмульгатора.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта на электрообессоливающих установках и снижение энергозатрат, что достигают путем:

1. Предварительного разбавления сырья (тяжелой вязкой нефти или ловушечного нефтепродукта) углеводородами, в качестве которых используют легкую маловязкую нефть в количестве 30-70% (масс.) на сырье, либо бензин, выделенный из тяжелой вязкой нефти, либо бензин термических процессов нефтепереработки, либо ловушечный бензин, образующийся на базе готовой продукции при подрезке эмульсии вода/бензин из товарных резервуаров с бензинами АИ-80, АИ-92, АИ-98 с последующим отстаиванием от воды, в количестве 5-30% (масс.).

2. Использования трех ступеней обессоливания, где на первой стадии используют термоотстойник, а на последующих - электродегидраторы.

3. Введения перед каждой стадией в нефть деэмульгатора, представляющего собой смесь неионогенных поверхностно-активных веществ - полиалкиленгликолей. Основную часть деэмульгатора в количестве 20-100 г/т нефти подают в сырую нефть перед сырьевым насосом и перед каждой последующей стадией обессоливания - в количестве 3-15 г/т нефти.

4. Обработки (промывки) подготовленного (разбавленного) по пп.1-3 сырья водой со следующим расходом, % (об.) на сырье:

- на первую ступень - 15-25;

- на вторую и третью ступени -5-15.

5. Обессоливания и обезвоживания нефти при температуре 80-100С и продолжительностью обработки в аппаратах (термоотстойник и электродегидраторы) 1-3 часа.

6. Применения для повышения эффективности смешения промывочной воды с нефтью механических устройств - форсунок либо перфорированных перегородок.

Сопоставительный анализ прототипа и предлагаемого изобретения показывает, что общим является подготовка сырья на электрообессоливающих установках путем трехступенчатой системы обессоливания и использование электродегидраторов. Отличиями являются:

- Разбавление тяжелой вязкой нефти или ловушечного нефтепродукта углеводородами.

- Использование на первой ступени термоотстойников вместо электродегидраторов.

- Применение деэмульгатора, представляющего собой смесь неионогенных поверхностно-активных веществ - полиалкиленгликолей.

- Использование для смешения промывочной воды с нефтью на всех ступенях механических устройств - форсунок либо перфорированных перегородок.

Использование предложенного способа позволяет значительно увеличить эффективность обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта, снизить энергозатраты и расход деэмульгатора.

Способ испытан в лабораторных и промышленных условиях с использованием сырья, перерабатываемого на Ангарском НПЗ (тяжелая вязкая Якутская нефть со сверхвысоким содержанием хлористых солей, легкая маловязкая Западно-Сибирская нефть и ловушечный нефтепродукт).

Пример 1

Обезвоживание ловушечного нефтепродукта способом термоотстаивания с использованием разбавителей.

Опыты проводили на лабораторной установке, моделирующей различные условия термоотстаивания. Температурный режим поддерживали с помощью термостата.

В опытах использовали ловушечный нефтепродукт, образующийся при переработке промышленных стоков НПЗ, со следующими показателями:

- плотность при 20С 0,883 г/см³;

- содержание воды 39,2% (масс.);

- содержание механических примесей 0,73% (масс.);

- фракционный состав, % (об.):

начало кипения 55С

10 перегоняется при 110С

50 перегоняется при 187С

90 перегоняется при 335С

до 360С перегоняется 93% (об.)

- содержание хлористых солей 20 мг/дм³

Дозировку разбавителя и его смешение с ловушечным нефтепродуктом осуществляли в стеклянном стакане на магнитной мешалке в течение 2-3 минут. В качестве разбавителя использовали бензиновую фракцию (фракционный состав 50-200С) и дизельную фракцию (150-300С), выделенные из ловушечного нефтепродукта, бензин и газойль термических процессов (коксования). Подготовленную смесь загружали в термоотстойник и помещали его в термостат. Отстаивание проводили при температуре 70С в течение 120 минут, после чего замеряли количество выделившейся воды и рассчитывали степень ее удаления из ловушечного нефтепродукта.

Условия результаты опытов представлены в табл.1.

Результаты, приведенные в табл.1, показывают, что введение бензина коксования в ловушечный нефтепродукт позволяет значительно интенсифицировать процесс обезвоживания и увеличить степень удаления воды на 8,5-10,4% масс.

Пример 2

Обезвоживание тяжелой вязкой нефти с использованием разбавителей и деэмульгаторов.

В опытах использовали среднюю пробу Якутской нефти, анализ которой приведен в табл.2.

Результаты анализа проб нефти, использовавшихся в опытах (см. табл.2), показывают, что Якутская нефть по сравнению с Западно-Сибирской имеет значительно более высокую плотность (на 0,032 г/см³), вязкость (более чем в 5 раз) и содержание хлористых солей (более чем в 146 раз).

В качестве разбавителя применяли бензин, выделенный из Якутской нефти (фракционный состав н.к. - 180С), и ловушечный бензин (образуется на базе готовой продукции при подрезке эмульсии вода/бензин из товарных резервуаров с бензинами АИ-80, АИ-92, АИ-98 с последующим его отстаиванием от воды). В качестве деэмульгатора использовали “Виско 412” фирмы “Налко Экссон” (по прототипу) и “Диссольван 3431” фирмы “Клариант”, представляющий собой смесь неионогенных ПАВ - полиалкиленгликолей, в метаноле.

Опыты проводили следующим образом.

- В стеклянный стакан помещали 200 см³ нефти добавляли необходимое количество разбавителя и производили смешение на магнитной мешалке в течение 1 минуты.

- Далее смесь заливали в делительную воронку и помещали ее в механическую мешалку (частота оборотов = 3000 об/мин). После включения мешалки в смесь в течение 2 минут постепенно дозировали 20 см³ дистиллированной воды.

- Затем в смесь вводили расчетное количество деэмульгатора и перемешивали в течение 1 минуты, после чего проводили смешение еще в течение 3 минут.

- Приготовленную эмульсию помещали в термостат. Термоотстаивание производили при температуре 60С в течение 120 минут с замером количества выделившейся воды через 20 минут. По полученным результатам производили расчет степени удаления воды в течение отстаивания.

Условия и результаты опытов приведены в табл.3.

Приведенные в табл. 3 результаты показывают:

- степень удаления воды повышается по мере увеличения расхода деэмульгатора с 20 до 100 г/т нефти (см. опыты 1-4);

- введение в нефть дополнительно к деэмульгатору разбавителя позволяет значительно интенсифицировать удаление воды (см. опыты 5, 6, 8, 9);

- использование вместо “Виско 412” деэмульгатора “Диссольван 3431” (он отличается от “Виско” по химическому составу) совместно с разбавителем позволяет еще более увеличить степень удаления хлористых солей с 41,5, 73,3 до 87,5, 88,5% (масс.) (см. опыты 5, 6, 8, 9).

Пример 3

Обессоливание тяжелой вязкой нефти с использованием разбавителей и деэмульгаторов.

В опытах использовали среднюю пробу Якутской нефти, анализ которой приведен в табл.2. В качестве разбавителя применяли бензин (фракционный состав начало кипения - 180С), выделенный из Якутской нефти, и ловушечный бензин (образуется на базе готовой продукции при подрезке эмульсии вода/бензин из товарных резервуаров с бензинами АИ-80, АИ-92, АИ-98 с последующим его отстаиванием от воды). В качестве деэмульгатора использовали “Виско 412” фирмы “Налко Экссон” (по прототипу) и “Диссольван” фирмы “Клариант”, представляющий собой смесь неионогенных ПАВ - полиалкиленгликолей, в метаноле.

Опыты проводили следующим образом.

- В стеклянный стакан помещали 200 см³ нефти, добавляли необходимое количество разбавителя и проводили смешение на магнитной мешалке в течение 1 минуты.

- Далее смесь заливали в делительную воронку, которую помещали в механическую мешалку (частота оборотов = 3000 об/мин). После включения мешалки в смесь вводили расчетное количество деэмульгатора и перемешивали в течение 1 минуты.

- Затем в смесь в течение 2 минут постепенно добавляли 20 см³ дистиллированной воды, после чего перемешивали еще в течение 3 минут.

- Приготовленную эмульсию помещали в термостат. Термоотстаивание производили при температуре 60С в течение 120 мин. После этого отделяли нижний слой выделившейся воды, а верхний слой нефти анализировали на содержание хлористых солей.

Условия и результаты опытов, приведенные в табл.4, показывают:

- степень удаления хлористых солей повышается с 70,7 до 81,5% (масс.) по мере увеличения расхода деэмульгатора “Виско 412” с 20 до 100 г/т нефти;

- введение дополнительно к деэмульгатору “Виско 412” в нефть разбавителя позволяет дополнительно интенсифицировать удаление хлористых солей до 87,1% (масс.);

- использование вместо “Виско 412” деэмульгатора “Диссольван 3431” совместно с разбавителем позволяет еще более увеличить степень удаления хлористых солей до 98,5, 98,7% (масс.).

Пример 4

Обессоливание тяжелой вязкой нефти с использованием разбавителей и деэмульгаторов с однократной и двукратной промывкой нефти водой.

Исследования проводили по методике, изложенной в примере 3, с тем отличием, что смесь двукратно обрабатывали дистиллированной водой с последующим отстаиванием и анализом нефти.

Условия и результаты опытов представлены в табл.5.

Результаты, приведенные в табл.5, показывают:

- повторная промывка нефти водой позволяет дополнительно снизить содержание хлористых солей;

- использование деэмульгатора "Диссольван" при одном и том же расходе разбавителя позволяет получить значительно большую степень удаления хлористых солей по сравнению с деэмульгатором "Виско".

Сопоставительный анализ результатов, приведенных в примерах 1-4, позволяет сделать следующие выводы:

1. При использовании одних только деэмульгаторов для обработки тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта получены невысокие результаты по удалению воды и хлористых солей. При этом деэмульгатор “Диссольван 3431” оказывается более эффективным, чем деэмульгатор “Виско 412”.

2. Применение разбавителя позволяет увеличить степень удаления воды из ловушечного нефтепродукта (см. табл.1).

3. Применение совместно разбавителя и деэмульгатора значительно интенсифицирует процесс удаления хлористых солей и воды из тяжелой вязкой нефти. При этом наивысшая эффективность показана при использовании разбавителя и деэмульгатора “Диссольван 3431”.

Пример 5

Обессоливание и обезвоживание тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта с использованием разбавителей и деэмульгаторов на промышленной установке.

Исследования проводили на промышленной установке ЭЛОУ, включающей три ступени обессоливания:

1. обработка в термоотстойниках;

2. обессоливание в вертикальных электродегидраторах;

3. обессоливание в горизонтальных электродегидраторах.

Деэмульгатор на различных этапах промышленных испытаний подавали либо на прием сырьевого насоса нефти на входе в установку, либо дополнительно на вторую и третью ступени электрообессоливания. Для смешения промывочной воды с нефтью использовали различные механические устройства - регулировочный клапан, форсунки и перфорированные перегородки.

В качестве сырья использовали тяжелую вязкую Якутскую нефть, ловушечный нефтепродукт, а в качестве разбавителя - легкую Западно-Сибирскую нефть.

Свойства перерабатываемого сырья представлены в табл.6.

Технологические параметры обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта представлены в табл.7.

Данные, приведенные в табл.7, показывают:

- Тяжелая вязкая нефть без применения реагентов практически не поддается обессоливанию и обезвоживанию (см. опыт 1).

- Применение деэмульгатора позволяет незначительно снизить содержание хлористых солей в обессоленной нефти (см. опыт 2).

- Наименьшее содержание хлористых солей и воды в подготовленной предложенным способом нефти наблюдается при совместном использовании разбавителя и деэмульгатора. При этом максимальное снижение хлористых солей (11-28 мг/дм³) и воды (0,03-0,3% масс.) в нефти происходит при применении деэмульгатора “Диссольван 3431” (см. опыты 5, 6). Удаление солей из нефти возрастает при подаче деэмульгатора в несколько точек и применении перфорированных перегородок и форсунок для смешения промывочной воды с нефтью.

- Использование разбавителя совместно с деэмульгатором подтвердило свою эффективность при переработке ловушечного нефтепродукта (см. опыты 7-9).

Таким образом, приведенные в примерах 1-5 данные подтверждают возможность использования и высокую эффективность предложенного способа подготовки тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта с целью их обессоливания и обезвоживания.