СПОСОБ ГЛУБОКОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ
METHOD FOR DEEP PETROLEUM DEHYDRATION

Изобретение относится к непрерывным технологическим процессам подготовки нефти и может использоваться на нефтедобывающих предприятиях, а именно для увеличения глубины обезвоживания предварительно подготовленной нефти на концевой ступени сепарации.
После проведения обезвоживания и обессоливания, предварительно подготовленная нефть направляется на ступень стабилизации, где происходит снижение давления насыщенных паров (ДНП) до допустимого лимита на концевой сепарационной установке (КСУ). Нефть, поступающая на КСУ, не является абсолютно безводной, так как обезвоживается до определенного регламентом значения и содержит остаточную влагу.
Остаточное содержание воды в нефти негативно влияет на работу оборудования нефтепромыслов, магистральных нефтепроводов и нефтеперерабатывающих заводов:
- наличие воды в нефти, особенно в сочетании с кислыми газами и минеральными солями, ускоряет коррозионное разрушение трубопроводов и оборудования;
- наличие такого балласта, как вода, увеличивает энергетические затраты на транспорт нефти до объектов переработки и сбыта;
- при наличии воды в нефти возрастает давление и потребление энергии на установках переработки нефти, снижается их производительность.
Таким образом, технически и экономически выгодно максимально снижать влагосодержание нефти при ее подготовке на промысле.
Из уровня техники известны способы обезвоживания (деэмульсации) нефти с применением термического, химического и электрического воздействий, а также их различные комбинации (Тронов В.П. промысловая подготовка нефти. - Казань: ФЭН, 2000. - 416 с).
Недостатком известных способов деэмульсации является неполное обезвоживание нефти из-за наличия остаточного содержания воды в нефти, находящейся в мелкодисперсном виде.
Известен способ обезвоживания и оборудование «Установки подготовки тяжелых нефтей и природных битумов» (см. патент RU 2356595, МПК 6 В01D 17/00, опубл. БИ №15 от 27.05.2009 г.), включающее промежуточную буферную емкость, промежуточный насос, рекуперативный теплообменник, нагреватель, колонну для выпаривания воды, холодильник-конденсатор, буферную емкость для водного конденсата, насос для откачки водного конденсата, насос для откачки обезвоженной нефти.
Недостатками данной установки являются высокие энергетические и капитальные затраты на обезвоживание нефти, повышенное солеотложение на змеевике нагревателя, пенообразование в колонне, ограниченность использования нефтями высокой плотности.
Ближайшим техническим решением является «Установка обезвоживания тяжелой нефти и природного битума (патент RU 2468850, МПК В01D 17/00, В28С 5/02 опубл. БИ №34 10.12.2012), включающая буферную емкость, сырьевой насос, первый теплообменник для охлаждения обезвоженной нефти, нагреватель, испаритель, насос и трубопровод для откачки обезвоженной нефти через первый теплообменник, конденсатор - холодильник, сепаратор, насос для откачки водяного конденсата. Обезвоживание проводят за счет выпаривания воды из предварительно подготовленной нефти в испарителе, улавливании газового и водяного конденсатов с помощью конденсатора - холодильника и сепаратора и возврате сконденсировавшейся жидкой фазы в производственный цикл.
Недостатками установки являются высокая температура нагрева 110-180°C, необходимость в дополнительном оборудовании для испарения воды, ограниченность в применении для тяжелой нефти и природных битумов.
Известное техническое решение и принято в качестве прототипа для заявленного изобретения.
Суть технического решения заключается в использовании КСУ при создании оптимальных условий для испарения и удаления влаги из нефти при организации глубокого обезвоживания одновременно с процессом стабилизации за счет сепарации остаточного газа. Эффективность обезвоживания заключается в снижении влагосодержания в нефти, что достигается посредством снижения давления сепарации на КСУ до минимально возможного значения.
Техническим результатом, достигаемым предлагаемым изобретением, является повышение эффективности технологических операций подготовки нефти, выражающееся в улучшении качества подготовки нефти и сокращении затрат на подготовку нефти организацией дополнительного обезвоживания одновременно с процессом стабилизации нефти, с минимальными затратами и с максимальным использованием имеющегося оборудования.
Техническая задача создания эффективного способа обезвоживания нефти совмещенного с процессом ее стабилизации на КСУ, положенная в основу настоящего изобретения, решается поддержанием оптимальных параметров концевой сепарации, обеспечивающих эффективность глубокого обезвоживания и использованием типового оборудования.
Для повышения степени обезвоживания нефти, используется КСУ, схема которой представлена на фиг. 1, состоящая из сепаратора 1, входного трубопровода 2, трубопровода выхода нефти 3, трубопровода выхода газа 4, при этом сепаратор 1 может иметь дополнительные внутренние конструкционные элементы, повышающие эффективность сепарации.
Процесс глубокого обезвоживания протекает одновременно с процессом стабилизации: предварительно обезвоженный и обессоленный поток нефти попадает в сепаратор 1, где при снижении давления до минимума, обеспечивающего свободное истечение нефти из сепаратора 1, испаряются легкие фракции нефти, а вместе с ними и содержащейся в нефти остаточная влага. Поток нефти, прошедшей стабилизацию и глубокое обезвоживание покидает КСУ, а поток выделяющихся газа и воды отводятся на дальнейшую подготовку или (и) утилизацию.
Стабилизация нефти в КСУ происходит при определенных значениях температуры и давления. Температура в сепараторе поддерживается температурой входящего потока нефти, который в свою очередь, обусловлен необходимостью поддержания требуемого температурного режима для деэмульсации на предыдущих ступенях обезвоживания и обессоливания. Значение давления в сепараторе обусловлено необходимостью снижения ДНП нефти до значения не более 66,7 кПа, установленного ГОСТ Р 51858-2002. Таким образом, доступным для оптимизации параметром является давление в сепараторе, снижение которого до минимума также снижает и ДНП за счет увеличения объема испарения и удаления газообразных компонентов из нефти.
Новым является то, что процесс глубокого обезвоживания протекает одновременно с процессом стабилизации, без дополнительного нагрева, при этом достижение оптимальных параметров для этого процесса не противоречит целевым значениям эффективности для процесса стабилизации.
Новым также является то, что для получения максимального эффекта от глубокого обезвоживания, в виде сокращения влагосодержания на КСУ, давление сепарации снижается до минимально возможного и достаточного для вывода подготовленной нефти из КСУ.
Новым также является то, что предлагаемый способ может быть легко адаптирован к существующим процессам и применен на действующих КСУ.
Совокупность признаков осуществления заявляемого изобретения повышает качество подготовки нефти по содержанию воды без увеличения энергетических затрат.
Перечисленные признаки являются существенными и взаимосвязанными между собой с образованием устойчивой совокупности существенных признаков, достаточной для получения указанного технического результата.
Проведенный сопоставительный анализ предложенного технического решения с выявленными аналогами уровня техники показал, что оно отличается от известных аналогов, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения явным образом не следуют из уровня техники, являются неочевидными для среднего специалиста в области промысловой подготовки нефти, в связи с чем, заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. С учетом возможности использования способа на производстве, изобретение является промышленно применимым и позволяет сделать вывод о его соответствии критериям патентоспособности.
Настоящее изобретение поясняются конкретным примером применения способа глубокого обезвоживания нефти, который наглядно демонстрирует возможность получения указанного технического результата. Допускаются различные модификации и улучшения, не выходящие за пределы области действия изобретения, определенной прилагаемой формулой.
Один из вариантов применения изобретения описывается далее на основе принципиальной схемы КСУ на действующей установке подготовки нефти, представленной на фиг.1. Перед проведением испытания на КСУ был установлен проектный технологический режим стабилизации нефти и зафиксированы его параметры (см. п.1 таблицы 1). Проектом действующей установки подготовки нефти предусмотрена стабилизация нефти после проведения ее обезвоживания и обессоливания. Нефть с температурой 70°C попадает в сепаратор 1, где при давлении в 65 кПа происходит выделение газообразных компонентов с последующим их удалением из сепаратора в факельную линию 4. Стабилизированная нефть покидает КСУ и отводится в резервуарный парк.
Тестовый режим на КСУ (см. п.2 таблицы 1) для осуществления глубокого обезвоживания проводился одновременно с процессом стабилизации и отличался пониженным относительно проектного режима давлением в 35 кПа, которое было определено эмпирическим путем как минимально возможное на данной установке из условия обеспечения свободного истечения стабилизированной и дополнительно обезвоженной нефти из КСУ.
Сравнение результатов анализа проб нефти, взятых на выходе с КСУ при проектном и тестовом режиме, с определением содержания воды с помощью кулонометрического титрования по методу Карла Фишера по ГОСТ Р54284-2010 показали снижение влагосодержания нефти с 0,15% до 0,10% (Таблица 1).
Таблица 1 - Параметры процесса на КСУ при проектном и тестовом режиме
№ п.п.
Режим
Давление, кПа
Содержание воды в нефти, %
1.
Проектный
65
0,15
2.
Тестовый (оптимизированный)
35
0,10
3.
Изменение
(абсолютное)
30
0,05
(относительное, %)
46
33
Преимущества изобретения в отличие от известных способов:
- применимы для любых типов нефти в промысловых условиях;
- не используется дополнительное энерго- и металлоемкое оборудование;
- не используется температурный режим, характерный для кипения воды;
- не используется высокое давление для предотвращения кипения воды;
- легкость адаптации к существующим стабилизационным установкам.
Использование оптимизированного режима на концевой ступени сепарации позволяет производить глубокое обезвоживания нефти при испарении и удалении влаги вместе с газообразными углеводородами.
Испытания оптимизированного режима по предлагаемым изобретениям на КСУ подтвердили возможность увеличения глубины обезвоживания на 33 % при одновременном снижении ДНП в нефти (см. п.3 таблицы 1) и повышения качества нефти с возможностью сокращения затрат на химическое, термическое и электрическое воздействий при ее подготовке.