способ подготовки тяжелой высоковязкой нефти

Формула изобретения

1. Способ подготовки тяжелой высоковязкой нефти, которая входит в состав эмульсии со слабоминерализованной водой, включающий сбор продукции скважин, обработанной деэмульгатором, сепарацию газа, предварительное обезвоживание при температуре продукции скважин, ввод разбавителя, нагрев нефти до предельной температуры, достаточной для получения нефти с объемной долей воды менее 0,5% и вывод обезвоженной нефти в буферную емкость после окончательного обезвоживания при этой температуре, отличающийся тем, что перед нагревом до предельной температуры после предварительного обезвоживания производят нагрев нефти до подбираемой опытным путем промежуточной температуры, после чего вводят разбавитель в предварительно обезвоженную нефть, обезвоживают ее при той же промежуточной температуре, достаточной для получения не менее 2/3 объема обезвоженной нефти с объемной долей воды менее 0,5%, которую сразу отбирают в буферную емкость, а оставшуюся обезвоженную нефть направляют после нагрева до предельной температуры на окончательное обезвоживание и выводят в буферную емкость.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в разбавитель дозируют деэмульгатор.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев нефти осуществляют внутренними и/или внешними нагревателями.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве разбавителя используют легкие нефтепродукты или легкую товарную нефть.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам подготовки нефти, и может быть использовано для подготовки тяжелой высоковязкой нефти, которая входит в состав эмульсий со слабоминерализованной водой.

Известен способ совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов (см. патент RU 2189846, В01D 17/04, опубл. БИ № 27 от 27.09.2002 г.), включающий подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступеней, сброс воды из резервуара предварительного сброса воды, обезвоживание и обессоливание, вывод промежуточного слоя из резервуара предварительного сброса воды с последующим нагревом его в теплообменнике и осуществление разделения его на нефть, воду и шлам в узле разделения фаз, причем перед нагревом промежуточного слоя в теплообменнике осуществляют смешение его в смесителе с нефтесодержащим шламом, который подают в смеситель заборным устройством из нефтешламонакопителя, при этом нагрев полученной смеси в теплообменнике проводят до температуры 90-135°С, а в качестве узла разделения фаз используют установку с создаваемым в ней эффектом гидроциклона, коалесценцией и вакуумным отпариванием углеводородной и твёрдой частей смеси, в которую подогретую смесь вводят тангенциально под давлением 1,6-2,0 атмосферы.

Основным недостатком указанного способа сбора и подготовки нефти является то, что он не предусматривает возможности деления объема обрабатываемого сырья на части, каждая из которых требует различных параметров обработки для получения товарной нефти, что приводит к увеличению энергетических затрат на её подготовку.

Известен способ подготовки тяжелой высоковязкой нефти (см. авторское свидетельство SU 1599042, В01D 17/00, опубл. БИ № 38 от 15.10.1990 г.), включающий подачу разбавителя перед транспортом до сепарационного пункта при температуре выше 25°С, ввод деэмульгатора, сепарацию в одну ступень, предварительный сброс воды, вывод обезвоженной и обессоленной нефти из напорных аппаратов, окончательную сепарацию, причем в качестве разбавителя используют газонасыщенную нефть при соотношении объёмов 100-500 т/сут тяжелой нефти на 2000-2400 т/сут газонасыщенной и во время транспорта поддерживают давление 2,5-6,4 МПа и развитый турбулентный режим с Re=5·(10⁴-10⁶ ).

Основным недостатком указанного способа подготовки нефти является неоптимальность проведения нагрева нефти, в результате чего производятся излишние затраты при его осуществлении.

Технической задачей изобретения является снижение затрат на нагрев при проведении процесса подготовки, повышение эффективности процесса обезвоживания при соблюдении требований к качеству товарной нефти.

Техническая задача решается предлагаемым способом, включающим сбор продукции скважин, обработанной деэмульгатором, сепарацию газа, предварительное обезвоживание при температуре продукции скважин, ввод разбавителя, нагрев нефти до предельной температуры, достаточной для получения нефти с объёмной долей воды менее 0,5% и вывод обезвоженной нефти в буферную емкость после окончательного обезвоживания при этой температуре.

Новым является то, что перед нагревом до предельной температуры после предварительного обезвоживания производят нагрев нефти до подбираемой опытным путем промежуточной температуры, после чего вводят разбавитель в предварительно обезвоженную нефть, обезвоживают ее при той же промежуточной температуре, достаточной для получения не менее 2/3 объёма обезвоженной нефти с объёмной долей воды менее 0,5%, которую сразу отбирают в буферную емкость, а оставшуюся обезвоженную нефть направляют после нагрева до предельной температуры на окончательное обезвоживание и выводят в буферную емкость.

Новым является также то, что в разбавитель дозируют деэмульгатор.

Новым является также то, что нагрев нефти осуществляют внутренними и/или внешними нагревателями.

Новым является также то, что в качестве разбавителя используют лёгкие нефтепродукты или легкую товарную нефть.

Принципиальная технологическая схема, приведённая на чертеже, поясняет сущность изобретения.

Продукция скважин I собирается на групповых замерных установках (ГЗУ) 2, где в нее дозируется деэмульгатор II, и направляется в отстойник 3 предварительного обезвоживания и сепарации газа при температуре продукции скважин. После отделения части пластовой воды III и отбора газа IV нефть насосом внутренней перекачки 4 через теплообменник 5 перекачивается в отстойник предварительного обезвоживания 6, в котором производится нагрев посредством теплоносителя (т/н) и отстаивание нефти при промежуточной температуре. Предварительно обезвоженная нефть с объёмной долей воды до 15% далее, после смешения с лёгким углеводородным разбавителем V, направляется в отстойники-разделители 7, работающие в режиме последовательного заполнения, отстаивания и выведения жидкости, в которых посредством теплоносителя поддерживается промежуточная температура. Из отстойников-разделителей 7 нефть с объемной долей воды менее 0,5% (не менее 2/3 всего объема) насосом 8 через теплообменник 5 откачивается в буферную емкость 11, а оставшаяся нефть насосом 8 (откачку производят попеременно) через нагреватель 9 - в отстойник окончательного обезвоживания 10, в котором отстаивание производится при предельной температуре и далее через теплообменник 5 направляется в буферную емкость 11. Из буферной емкости 11 товарная нефть VI откачивается насосом внешней откачки 12. Отделившаяся в отстойниках предварительного и окончательного обезвоживания 3, 6, 7, 10 вода направляется в ёмкость для сбора сточной воды 13 и далее на очистку. Дренаж VII из отстойника окончательного обезвоживания 10 и пленочная нефть VIII из емкости для сбора сточной воды 13 подаются на приём насоса внутренней перекачки 4. Отделившийся в отстойнике 3 газ IV направляется на переработку.

Для решения поставленной технической задачи производится разделение объема обезвоживаемой нефти на части по степени необходимого воздействия после оптимальной обработки деэмульгатором и смешения с разбавителем. При этом максимальному воздействию подвергается не весь объем подготавливаемой нефти, что позволяет снизить необходимые затраты на нагрев при окончательном обезвоживании.

Способ обосновывается следующим образом.

В лабораторных условиях были проведены эксперименты с эмульсией, образованной тяжелой высоковязкой нефтью и слабоминерализованной водой в равных долях. Результаты, полученные в экспериментах, приведены в таблице. Длительное - в течение четырех и восьми часов - статическое отстаивание после обработки деэмульгатором в количестве 250...280 г/т привело к выделению до 30% при 20°С и до 75% при 40°С эмульгированной воды. Дополнительное шестнадцатичасовое статическое отстаивание при стандартных условиях не привело к снижению остаточной объемной доли воды в данной эмульсии до величины менее чем 9,3%. Дозирование в пробы, обработанные деэмульгатором в количестве 250 и 280 г/т, дистиллята плотностью 715 кг/м ³ из расчета 25% к объему углеводородной части эмульсии и статическое отстаивание в течение 8...10 часов при температуре 40°С или 6 часов при 40°С и 15 ч без нагрева позволили получить нефть со средневзвешенным значением остаточной объёмной доли воды от 0,83 до 2,88%. При этом в верхней части объёма подвергшихся указанному воздействию проб (не менее 3/4 всего объема) объёмная доля воды не превысила нормируемого по ГОСТ Р 51858-2002 значения для товарной нефти - 0,5%. Сопоставимые результаты получены как при дозировании всего указанного количества деэмульгатора на ступени предварительного обезвоживания (I ступень), так и при дробном дозировании на ступенях предварительного (I ступень) и окончательного (II ступень) обезвоживания (см. таблицу, поз. 8, 9-11, 14-15). С учетом того, что плотность воды в составе эмульсии составляла не более 1003 кг/м³ и концентрация хлористых солей не превышала 3000 мг/дм ³, при объёмной доле воды в нефти менее 0,5% их концентрация составляла менее 100 мг/дм³, что соответствует требованиям I группы качества нефти по ГОСТ Р 51858-2002. Для достижения показателей товарной нефти в оставшихся объемах проб оказалось достаточным пяти-шестичасовое статическое отстаивание при 70°С (см. таблицу, поз. 16 19, 21).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа достигается за счёт снижения затрат на нагрев нефти на величину от 5 до 15%. В вышеприведенном примере средняя величина снижения затрат на нагрев нефти составила 13,5%. При расчете было принято, что после статического отстаивания при 20°С из всего объема обрабатываемой эмульсии тяжелой высоковязкой нефти отделилось 22,5% эмульгированной воды, при последующем статическом отстаивании при 40°С (сначала без дистиллята, а затем с его добавлением) - до 90%, а отстаиванию при 70°С подвергалась только 1/4 объема пробы с объемной долей воды в среднем 8%. При этом в расчетах было принято, что среднее значение удельной теплоемкости воды в указанном интервале температур приблизительно в 2 раза превышает аналогичный показатель для нефти.