способ подготовки высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ подготовки высоковязкой нефти, заключающийся в нагреве нефти с последующим удалением воды, отличающийся тем, что 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.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способу обезвоживания тяжелых нефтей и битумов и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Недостатком способа является то, что деэмульгирование связано как со сложностью подборки для каждой нефти высокоэффективного деэмульгатора, так и с ухудшением товарных свойств самой нефти.

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.

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.

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.

Недостатками этого способа являются сложная технология и повышенные требования техники безопасности и противопожарной безопасности к растворителям.

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

Заявляемый способ реализован на пилотной непрерывно действующей установке по подготовке нефти производительностью 0,2 т/ч, схема которой представлена на чертеже.

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.

Способ осуществляют следующим образом.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Способ осуществляют на непрерывно действующей, энергосберегающей установке с регенерацией тепла в теплообменниках.

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.