СПОСОБ СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ХЛОРИДОВ В НЕФТИ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR REDUCING ORGANIC CHLORIDE CONTENT IN OIL AND INSTALLATION FOR IMPLEMENTATION THEREOF

-1
-1
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам снижения содержания органических хлоридов в нефти. Данный способ применим к нефти с содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн (порядка 100 млн и более).
-1
Известен способ снижения органических хлоридов в нефти (патент RU №2605601, МПК C10G 33/02, C10G 33/02, опубл. 27.12.2016 в бюл. №36), в котором предлагается предварительное обезвоживание и дегазация нефти, нагрев нефти с выделением органических хлоридов, отвод очищенной нефти. Особенностью данного способа является то, что нефть предварительно обезвоживают до содержания воды в нефти не более 1%, нагрев проводят до температуры, позволяющей отогнать из нефти в ректификационной колонне фракцию, содержащую органические хлориды и выкипающую в интервале температур от начала кипения до 204°С, с получением очищенной нефти с содержанием органических хлоридов менее 10 млн. Недостатками данного способа является потеря легких фракций при нагреве и ректификации нефти.
Близким по технической сущности к предложенному изобретению является способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти (патент RU №2065477, МПК C10G 33/02, опубл. 20.08.1996 в бюл. №23), включающий отстаивание, предварительное обезвоживание нефти, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти. Обработку нефти 1%-ным раствором щелочи проводят при температуре на 30÷80°С выше, чем предшествующую промывку водой.
-1
-1
-1
Недостатком данного способа является то, что условия процесса не позволяют провести глубокую очистку нефти от хлорсодержащих органических соединений, т.к. способ разработан для применения на электрообессоливающих установках, куда поступает нефть с содержанием органических хлоридов в нефти менее 10 млн. Также недостатком является то, что данный способ малоэффективен для нефти с высоким содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн (порядка 100 млн и более). К тому же данный способ невозможно применить для нефти, содержащей хлорорганические соединения ароматического строения, трудноудаляемые из нефти, которые негативно влияют на оборудование нефтеперерабатывающих заводов.
-1
-1
Наиболее близкой по технической сущности к предложенному изобретению является способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти (патент RU 2 672 263, СПК C10G 33/04; C10G 31/00; C10G 31/06; C10G 33/00 (2006.01); C10G 19/02; C10G 33/06, опубл. 13.11.2018 в бюл. №32), включающий предварительное обезвоживание нефти циркуляцией нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190^-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220÷230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн. На стадии предварительного обезвоживания нефти циркуляцию нефти проводят с нагревом до температуры 60÷80°С, дозировка деэмульгатора составляет 50÷150 г/т.
Недостатком описанного способа являются длительное время реакции, высокие давление и температура процесса, необходимость непрерывного расходования деэмульгатора.
-1
Согласно ГОСТ Р 51858-2002 на товарную нефть массовая доля органических хлоридов в нефти не должна превышать 10 млн.
-1
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности снижения содержания органических хлоридов в нефти, содержащей органические хлориды в количестве, превышающем 10 млн" (порядка 100 млн и более).
2
Технические задачи решаются способом снижения содержания органических хлоридов в нефти, включающим подогрев предварительно обезвоженной нефти до температуры 60÷90°С с последующим контактированием концентрированного водного раствора щелочи с нефтью в проточном реакторе, выполненном в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, при скорости изменения положения частиц 2400÷4200 раз в минуту каждой частицы, при давлении 1,0÷5,0 кгс/см, частоте электромагнитного поля 40÷70 Гц, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, рецикл раствора щелочи и отвод очищенной нефти. Время контакта нефти с щелочным раствором в проточном реакторе не превышает 5 секунд. Перепад давления в проточном реакторе не превышает 0,5 МПа.
Проточный реактор, выполненный в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, ввиду простого устройства обеспечивают высокую надежность в работе. Размещая реакторы параллельно можно обеспечивать заданную производительность.
Для реализации разработанного способа очистки по настоящему изобретению применяется установка, которая включает подогреватель, проточный реактор, выполненный в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, отстойник, насос для рецикла водного раствора щелочи (см. рис. 1).
3
3
3
2
Пример 1. В проточный реактор 2, выполненный в виде цилиндрической немагнитной емкости, содержащей на наружной поверхности индукционную обмотку, снабженную блоком управления, с цилиндрическими ферромагнитными телами (частицами), размещенными во внутренней полости реактора, со свободным объемом 1,0 дм с условным проходом 70 мм подавали подогретую в теплообменнике 1 нефть с содержанием ХОС 16,6 ppm с расходом 6,2 м/ч и 41%-ый водный раствор гидроксида натрия насосом 4 с куба отстойника 3 с расходом 1 м/ч при температуре 70°С, при скорости изменения положения частиц 3300 раз в минуту каждой частицы, при давлении 1,0 кгс/см, частоте электромагнитного поля 50 Гц. На выходе из реактора после отстойника 3 содержание ХОС в нефти составило 7,0 ppm.
Пример 2. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 40°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 15,0 ppm.
Пример 3. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 60°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 12,0 ppm.
Пример 4. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 80°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 6,5 ppm.
Пример 5. По примеру 1 с проведением реакции при температуре 90°С. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 6,0 ppm.
3
Пример 6. По примеру 1 с расходом 41%-го водного раствора гидроксида натрия 0,5 м/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 7,0 ppm.
3
Пример 7. По примеру 1 с расходом 41%-го водного раствора гидроксида натрия 0,25 м/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 7,0 ppm.
Пример 8. По примеру 1 с концентрацией водного раствора гидроксида натрия 30% масс. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 11,0 ppm.
Пример 9. По примеру 1 с концентрацией водного раствора гидроксида натрия 20% масс. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 13,0 ppm.
3
Пример 10. По примеру 1 с расходом нефти 2,5 м/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 6,0 ppm.
3
Пример 11. По примеру 1 с расходом нефти 1,0 м/ч. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 4,0 ppm.
Пример 12. По примеру 11 с исходным содержанием ХОС в нефти 68 ppm. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 9,0 ppm.
Пример 13. По примеру 1 без цилиндрических ферромагнитных тел в проточном реакторе вихревого слоя. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 15,0 ppm.
Пример 14. По примеру 1 с концентрацией водного раствора гидроксида калия 40% масс. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 8,0 ppm.
2
Пример 15. По примеру 1 при давлении 5 кгс/см. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 8,0 ppm.
Пример 16. По примеру 1 при частоте электромагнитного поля 40 Гц и скорости изменения положения частиц 2400 раз в минуту каждой частицы. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 9,0 ppm.
Пример 17. По примеру 1 при частоте электромагнитного поля 60 Гц и скорости изменения положения частиц 4200 раз в минуту каждой частицы. На выходе из реактора после сепарации содержание ХОС в нефти составило 8,0 ppm.