EA001513B1 - Способ извлечения высококачественной нефти из эмульсионных отходов нефтепереработки - Google Patents
Способ извлечения высококачественной нефти из эмульсионных отходов нефтепереработки Download PDFInfo
- Publication number
- EA001513B1 EA001513B1 EA200000421A EA200000421A EA001513B1 EA 001513 B1 EA001513 B1 EA 001513B1 EA 200000421 A EA200000421 A EA 200000421A EA 200000421 A EA200000421 A EA 200000421A EA 001513 B1 EA001513 B1 EA 001513B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- stream
- emulsion
- water
- diluent
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Раскрыто изобретение, с помощью которого можно обрабатывать эмульсионные отходы нефтепереработки, имеющие высокую вязкость и высокий удельный вес, например некондиционные фракции процесса переработки нефти по методу АИН, хлопьевидные эмульсии после обессоливания, промывные шламы и т.п., с целью извлечения пригодных для переработки ценных компонентов нефти, которые ранее были недоступны, путем добавления к эмульсии легкого углеводородного разбавителя с целью понижения ее общей вязкости и понижения удельного веса нефтяной фазы до значения менее приблизительно 0,92. Разбавленные эмульсии подвергают отпариванию в условиях разрушения эмульсий, после чего из различных потоков, получаемых на стадии отпаривания, извлекают нефть.
Description
Область, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение описывает усовершенствование операций нефтепереработки, с помощью которых из эмульсионных отходов нефтепереработки, например, некондиционных фракций процесса переработки нефти по методу Американского института нефти (АИН) и хлопьевидных эмульсий после обессоливания, извлекают пригодную для переработки сырую нефть.
Предпосылки создания изобретения
При переработке сырой нефти в нефтезаводских условиях присутствие трудно поддающихся обработке стойких эмульсий сырых нефтей высокого удельного веса часто вызывает серьезные осложнения, приводящие к потерям нефти, проблемам загрязнения продукции, коррозии, зашлаковыванию или забиванию оборудования и значительным затратам на борьбу с загрязнением окружающей среды и удаление отходов. Эти эмульсии могут образовываться на ранних стадиях нефтепереработки в заводских условиях, например, при обессоливании, а также в результате накопления эмульсионных кубовых и некондиционных фракций на всех стадиях переработки. Многие добываемые сырые нефти содержат растворимые неорганические соли, например, хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый или сернокислый магний. Присутствие таких солей в сырой нефти весьма отрицательно сказывается в процессах ее переработки в заводских условиях, вызывая сильную коррозию, понижение выхода по крекингу, зашлаковывание и в конечном счете выход из строя оборудования. Поэтому сырую нефть, поступающую на нефтеперерабатывающие предприятия, обычно подвергают обессоливанию путем смешивания нефти с промывочной водой, в которой соли растворяются, и последующего отделения воды в деминерализаторах.
Стойкие эмульсии, содержащие нефть, воду и твердые компоненты, затрудняют отделение и извлечение нефти. Часто единственный выход заключается в том, что такие эмульсии, образующиеся в деминерализаторах, периодически сбрасывают в отходы, как и другие стойкие эмульсии и некондиционные фракции процессов нефтепереработки. Результатом такого решения является необходимость дорогостоящих операций обработки отходов либо возникновение проблем, связанных с загрязнением окружающей среды, а также потеря с такими стойкими эмульсиями и некондиционными фракциями сырой нефти, вполне пригодной для переработки.
В большинстве случаев полному разделению воды и нефти препятствует наличие на поверхности каждой капли воды в эмульсии оболочки в виде тонкого слоя твердых или полутвердых веществ. Эти вещества могут быть как неорганическими, например, частицами глины, кремнезема или извести, так и органическими, например, частицами парафинов или битумов. Эти неорганические и органические твердые компоненты действуют как стабилизаторы эмульсий. Далее, в случае, если нефть имеет удельный вес, близкий к удельному весу воды, и высокую вязкость, трудность разделения воднонефтяных эмульсий такого типа дополнительно увеличивается. Высокая вязкость значительно снижает эффективность разделительного оборудования.
В патенте США № 4938876 описан способ разрушения эмульсий, в котором часть водной дисперсной фазы быстро превращают в пар путем резкого понижения давления, под которым находится эмульсия (отпарка), как описано в этом патенте. Эффективность отпарки очень высока даже в случае, если испаряется лишь незначительная доля (10% объема или менее) дисперсной фазы. Оболочка каждой капли при этом разрушается, так что появляется возможность коалесценции дисперсной фазы с последующим гравитационным разделением фаз в условиях естественной или повышенной силы тяжести, если имеет место сочетание достаточной разности удельных весов и низкой вязкости. Часто при этом добавляют соответствующие химические противоэмульгаторы для предотвращения повторного эмульгирования. Способ в соответствии с вышеупомянутым патентом успешно применяют к разнообразным стойким эмульсиям и суспензиям, однако, обнаружено, что он не эффективен в случаях, когда компоненты эмульсии не поддаются гравитационному разделению, как упомянуто выше. Этот патент не сообщает сведущему специалисту пути решения проблемы, связанной с присутствием в эмульсии нефти высокого удельного веса, и рекомендует нагревание в качестве единственного способа преодоления высокой вязкости.
Соответственно одна из целей настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить способ, с помощью которого компоненты некондиционных эмульсионных отходов нефтепереработки можно легко разделить после разрушения эмульсии.
Еще одна цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить способ, с помощью которого можно извлечь сырую нефть из стойких эмульсий отходов нефтепереработки для последующей переработки ее в товарные продукты. Далее, еще одной целью настоящего изобретения является обеспечение не только максимального извлечения нефти из эмульсионных отходов нефтепереработки, но и безвредного для окружающей среды удаления твердых и водных компонентов таких отходов.
Вышеуказанные цели, а также другие цели станут очевидными для сведущих специалистов после рассмотрения настоящего описания и прилагаемых рисунков, иллюстрирующих способ достижения указанных преимуществ описываемого изобретения.
Краткое описание сущности изобретения
При обессоливании тяжелых (высокого удельного веса, высокой вязкости) сырых нефтей или более легких сырых нефтей, содержащих стабилизаторы эмульсий в виде глин, асфальтенов, парафинов и других твердых компонентов, добытую сырую нефть смешивают с приблизительно 5-6% промывочной воды в одну или в две стадии, обычно в горизонтальных контактных аппаратах - деминерализаторах. Сырую нефть, как правило, нагревают под давлением с целью понижения ее вязкости и удельного веса, тем самым облегчая вымывание солей и отделение нефти от промывной воды. Обычно сырую нефть можно нагревать до температуры 200°Е (93 °С) или выше под избыточным давлением 100 фунтов на кв.дюйм (7 кг/см2) или выше. Сырая нефть, которую отводят из деминерализатора через верхний выход, имеет низкое содержание солей и твердых примесей, а промывная вода с растворенными в ней солями (рассол) выходит через нижний выход. В целях максимального использования производительности деминерализатора в отводимом водном рассоле оставляют заметное количество уносимой с ним нефти в виде так называемой хлопьевидной эмульсии (гад 1ауег) с высоким содержанием нефти. Кроме того, в придонном слое в деминерализаторе также содержится значительное количество твердых компонентов, так называемых промывных шламов, которые, как правило, периодически удаляют из аппарата.
При осуществлении настоящего изобретения, направленного на извлечение любых, даже незначительных, количеств пригодной для переработки нефти, особое преимущество достигается путем соединения трех вышеуказанных нижних фракций в единый водосодержащий выходной поток из деминерализатора, содержащий рассол, уносимую с ним нефтяную эмульсию, в том числе смоченные нефтью твердые частицы, и периодически удаляемые с промывными шламами твердые примеси. Суммарный сток из деминерализатора часто содержит в водной фазе более 10 ч. на млн. бензола. Этот смешанный поток уже при условиях работы деминерализатора находится под избыточным давлением от приблизительно 5 атм. до 1 0 атм. и имеет температуру приблизительно 250°Р (1 20°С) и, таким образом, может быть подвергнут отпарке в первой отпарочной камере для разделения потока паровой фазы (с которой уносится большая часть растворенного в водной фазе бензола), потока эмульсии и потока содержащих нефть твердых компонентов. Большая часть растворенного бензола переходит при отпарке в верхнюю паровую фазу, при этом в неиспарившейся водной фазе остается менее 1 0 ч. на млн. бензола. Часть неиспарившихся жидких компонентов может образовывать легкую эмульсию, плавающую на поверхности осталь ной жидкости в первой отпарочной камере. Этот слой, как правило, удаляют из аппарата путем декантации и сохраняют для смешивания с другими потоками эмульсий и последующей переработки с целью извлечения нефти. Нижние жидкие и твердые фракции отводят для разделения нефти, водной и твердой фаз в условиях повышенной силы тяжести с применением гидроциклона или аналогичного устройства. Однако, как правило, вязкость и удельный вес тяжелой нефти затрудняет разделение.
При осуществлении настоящего изобретения нижняя фракция, выходящая из первой отпарочной камеры, содержит остаточную тяжелую нефть, твердые вещества и другие захваченные ценные компоненты нефти, а также воду. Эта смесь имеет высокую вязкость и высокий удельный вес, близкий к удельному весу воды, так что разделительное оборудование, работающее на основе физических принципов, оказывается неэффективным. С целью извлечения нефти из этого потока в состоянии, пригодном для ее последующей переработки в заводских условиях, указанную фракцию смешивают с потоком легкого углеводородного разбавителя, применяемого в количестве, достаточном для понижения вязкости тяжелой нефти до значения менее приблизительно 30 сП, предпочтительно менее приблизительно 1 0 сП, наиболее предпочтительно приблизительно до 1 сП. Количество добавляемого разбавителя может составлять от приблизительно 1 0 до приблизительно 50 об.% по отношению к количеству нефти, содержащейся в выходном потоке из деминерализатора. Если начальное отпаривание не применяют, то количество разбавителя относят к содержанию нефти в эмульсии, подвергаемой обработке. Разбавитель выбирают так, чтобы он действовал как растворитель для нефтяной фазы, подлежащей отделению от воды и твердых примесей. При этом он способствует понижению удельного веса нефтяной фазы до значения менее приблизительно 0,92 и вязкости - до значения менее приблизительно 1 0 сП, обеспечивая таким образом эффективное разделение компонентов в условиях нормальной или повышенной гравитации. Целью в данном случае является не достижение какого-либо конкретного значения удельного веса, а отделение и извлечение нефти. Как правило, температура кипения легкого углеводородного разбавителя лежит в пределах от приблизительно 20°Е (-7°С) до приблизительно 170°Е (77°С). Низкокипящий разбавитель или растворитель, может быть выбран из группы легких углеводородов, например, алканов С3-С6, газовых бензинов, ароматических дистиллятов, ароматических углеводородов, например толуола, или смесей любых вышеперечисленных соединений. Важное значение имеет не столько выбор конкретного индивидуального углеводорода, сколько растворяющая способность разбавителя, его доступ5 ность и возможность регенерации. Конкретный легкий углеводород легко выбрать в каждом случае путем простых экспериментов, понятных сведущим специалистам.
Выбранный легкий углеводородный разбавитель добавляют в достаточном количестве для обеспечения вышеуказанных свойств нижней фракции, смешивают с этой фракцией и затем смесь подают в систему гидроциклонов для отделения твердых компонентов, отводимых в качестве нижней фракции, от других эмульсий и воды, отбираемых из верхней части гидроциклона. В первой батарее гидроциклонов отделяют твердые вещества в виде концентрированного шлама (пескоотделение), а затем жидкую смесь, отделенную от шлама, пропускают через вторую водоотделительную батарею гидроциклонов для отделения максимального возможного количества неэмульгированной воды. После этого разделения нефтяная фракция представляет собой концентрированную эмульсию, содержащую нефть в качестве сплошной фазы и стойкую эмульсию, охарактеризованную выше. Этот поток эмульсии, отводимый из водоотделительного гидроциклона, смешивают с эмульсией, декантированной непосредственно из первой камеры отпарки, и с концентрированным шламом со стадии пескоотделения, который может еще содержать некоторое количество эмульгированной нефти. При необходимости с эмульсиями из деминерализатора можно смешивать другие эмульсии, образующиеся в процессе нефтепереработки (например, кубовые остатки процесса АИН) для извлечения нефти обычным способом на второй стадии отпарки эмульсий. Согласно альтернативному варианту, другие эмульсии, образующиеся в процессе нефтепереработки (например, кубовые остатки процесса АИН) можно нагревать до соответствующей температуры под давлением так, чтобы после сброса давления их можно было подвергать отпарке в первой отпарочной камере вместе с выходным потоком из деминерализатора. Эту отпарку можно выполнять с использованием того же сопла отпарочной камеры, которое применяют для отпаривания потока из деминерализатора, или другого сопла. Эту смесь, содержащую разбавитель (растворитель), затем подвергают второй отпарке для разрушения эмульсий, которую выполняют, как описано в патенте США № 4938876, включенном настоящей ссылкой в данное описание. Вторая отпарочная камера работает, как правило, под избыточным давлением от 5 фунтов на кв.дюйм до 10 фунтов на кв.дюйм (0,35-0,7 кг/см2). На этой стадии отпарки завершается разрушение эмульсий, и в смеси остаются дискретные фазы нефти, воды и твердых веществ в состоянии, обеспечивающем успешное гравитационное разделение и извлечение нефти. Преимуществом использования двух раздельных стадий отпарки является значительное уменьшение объема свободной воды, бодной воды, которую необходимо нагревать перед отпаркой, и присутствие разбавителя при окончательном разрушении эмульсий.
Поток паров со второй стадии отпарки содержит дополнительное количество легких углеводородов нефти и значительную долю разбавителя вместе с испарившейся водой. Конденсат этих паров пригоден для возвращения в цикл и повторного смешения с остаточной жидкостью во второй камере отпарки, чем достигается сохранение всего разбавителя в качестве компонента отдельной нефтяной фазы наряду с отдельной водной фазой.
Поскольку жидкие фракции из этой камеры отпарки больше не являются эмульсиями, и нефть, содержащаяся в них, имеет низкую вязкость и существенно отличается от воды по удельному весу, эти компоненты можно разделить обычным способом с использованием повышенной гравитации, например, с помощью батареи пескоотделительных гидроциклонов и последующей батареи водоотделительных гидроциклонов либо с применением центрифуг, либо путем сочетания обоих способов. Суспензию твердых примесей из пескоотделительных гидроциклонов можно обезводить известными способами, например, с помощью центрифуги. Оставшаяся нефтяная фаза представляет собой сухую сырую нефть с добавленным разбавителем. Нефть пригодна для переработки в обычных установках для переработки сырой нефти путем дистилляции. Разбавитель может быть извлечен в качестве фракции при нормальной перегонке нефти и при необходимости возвращен в цикл либо, согласно альтернативному варианту, извлечен в отдельной установке отдувки растворителя. Отделенная вода не содержит твердых примесей, имеет низкое содержание бензола и пригодна для очистки обычными способами. Осадок твердых примесей можно довести до относительно низкой влажности либо, напротив, оставить его относительно влажным, в зависимости от способов удаления, выбираемых с учетом экономических соображений. В обоих случаях содержание бензола в осадке невелико.
Краткое описание чертежа
На фиг. 1 представлена принципиальная технологическая схема предпочтительного варианта осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением для извлечения пригодной для переработки сырой нефти из эмульсионных отходов различных операций нефтепереработки.
Подробное описание изобретения
Предлагаемый способ применим для извлечения пригодной для переработки сырой нефти из потоков различных отходов нефтепереработки, содержащих эмульгированную нефть, например, стоков из деминерализаторов, стоков из сепараторов процесса АИН, фракций нефтяных отходов и т.п. Как правило, эти пото7 ки некондиционных продуктов обладают высокой вязкостью, содержат нефть высокого удельного веса и часто отличаются высокой концентрацией твердых примесей и воды. Предлагаемый способ является достаточно универсальным и может быть применен сведущими специалистами для извлечения пригодной для переработки нефти из множества различных типов отходов нефтепереработки.
Способ в соответствии с настоящим изобретением может включать стадии полной переработки, направленной на извлечение сырой нефти, но не обязательно содержит все стадии, описанные ниже. Потоки продуктов нефтепереработки значительно отличаются друг от друга по характеристикам, составу и свойствам. Многие варианты обработки ясны из нижеследующего описания способов извлечения нефти. Для сведущих специалистов будут очевидны многие полезные варианты осуществления настоящего изобретения.
Потоки продуктов нефтепереработки, подлежащие обработке в процессе осуществления настоящего изобретения, доводят до температуры и давления, достаточных для проведения нефти через систему отпарки, описанную в патенте США № 4938876, который настоящей ссылкой включен в данное описание для любых целей. Избыточное давление может составлять от 50 до 250 фунтов на кв.дюйм (от 3,5 до 17,5 кг/см2), а в некоторых случаях даже выше, а температура перед подачей на отпарку - от приблизительно 250°Р до приблизительно 350°Р (от 120 до 175°С). Эти характеристики зависят от вида эмульсионных отходов, поступающих на обработку. Поток эмульсии, отбираемый непосредственно из деминерализатора, уже может иметь температуру свыше 250°Р (120°С) и находиться под избыточным давлением приблизительно 150 фунтов на кв.дюйм (10,5 кг/см2).
Этот поток, в частности, в случае использования стока из деминерализатора, имеющего на выходе аппарата высокую температуру и находящегося под высоким избыточным давлением, можно подвергнуть отпарке путем резкого понижения давления на этой стадии с получением в качестве верхнего погона потока паров, промежуточного потока водно-нефтяной эмульсии и потока твердых примесей, содержащего нефть, поддающуюся извлечению в качестве нижней фракции. Эмульсию предпочтительно удаляют из отпарочной камеры декантацией и накапливают для последующей переработки. Нижнюю фракцию отводят из отпарочной камеры и разбавляют легким углеводородом с целью понижения вязкости потока эмульсионных отходов до значения менее 30 сП, предпочтительно до значения от приблизительно 1 сП до приблизительно 5 сП. Целесообразно работать при возможно более низкой вязкости с целью повышения эффективности последующего гравитационного разделения в соответствующем обо рудовании, предпочтительно в гидроциклонах. Поскольку в процесс включено разделение фаз, целесообразно добиваться как можно более полного их разделения. Таким образом, существенное значение имеет также удельный вес разбавителя и его сродство, или растворяющая способность по отношению к нефти, содержащейся в эмульсии. Поэтому составной частью осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением является, наряду с понижением вязкости, понижение удельного веса нефти в эмульсионных отходах до значения приблизительно 0,92 или менее, предпочтительно до приблизительно 0,90 или менее. Таким образом, после разрушения эмульсий в процессе осуществления настоящего изобретения разделение водной и нефтяной фаз будет практически полным.
Добавляемый углеводород, как правило, выбирают из алканов С3-С6, толуола, керосина, ароматических дистиллятов или других легких погонов нефтепереработки и их смесей, предпочтительно с температурами кипения от приблизительно 20°Т до 170°Т (от -7 до 77°С). Выбранный углеводородный разбавитель вводят в количестве от приблизительно 10 до 50 об.%, предпочтительно от приблизительно 1 5 до приблизительно 35 об.% по отношению к содержанию нефти в стоках из деминерализатора. Разбавитель вводят с целью понижения вязкости до значения менее 30 сП, предпочтительно до 10 сП, наиболее предпочтительно до значений от приблизительно 1 сП до приблизительно 5 сП, обеспечивающего упрощение разделения компонентов после отпаривания. Кроме того, разбавитель служит для понижения удельного веса нефтяной фазы, что также способствует ее отделению от водной фазы.
После смешения разбавителя с потоком нижней фракции, отбираемой из первой отпарочной камеры, для разделения твердых примесей, эмульсий и свободной воды предпочтительно используют гидроциклон. Вода, отводимая из системы на этой стадии, пригодна для дальнейшей обработки в системе водоочистки нефтеперерабатывающего предприятия. Соединенные потоки эмульсии из деминерализатора (и, в случае необходимости, также другие эмульсии) доводят до температуры и давления, необходимых для второй стадии отпарки. При необходимости к разбавленному потоку эмульсии, содержащему нефть, воду и твердые примеси и находящемуся под повышенным давлением, прибавляют соответствующие химические деэмульгаторы в количествах от 1 00 ч. до 2000 ч. на млн. (объемных). В необходимых случаях можно добавлять также нейтрализующие агенты. Соответствующие химикаты хорошо известны и производятся фирмами Петролайт (РебоШе), Бец-Дирборн (Вс1х-ЭсагЬогп). Налко (№11ео) и др. Такие добавки могут содержать анионоактивные, катионоактивные, неионные и полимерные соединения. Полимерные добавки используют в относительно малых количествах для обеспечения коагуляции высокодисперсных твердых примесей.
В вышеупомянутом патенте США № 4938876 подробно описано множество сочетаний химикатов, благоприятствующих последующему извлечению нефти, которые можно вводить в такой поток на данной стадии. Химикаты вводят в соответствующих пропорциях по отношению к количествам эмульсии и разбавителя. Выбор соответствующих химикатов, а также их количеств, не представляет затруднений для опытного инженера-технолога.
Эмульсии, перерабатываемые по этому способу, разрушаются на стадии отпарки, однако, имеют тенденцию вновь образовываться на последующих стадиях вследствие перемешивания. Если перерабатываемые эмульсии относятся к типу масло в воде, то желательно вводить в них поверхностно-активные вещества, способствующие эмульгированию воды в масле. И наоборот, если можно ожидать образования эмульсий типа вода в масле, следует применять поверхностно-активный агент, способствующий эмульгированию масла в воде. Эти противоэмульгирующие добавки следует применять лишь в незначительных количествах. Действительно, их передозировка может оказать неблагоприятное влияние.
Эмульсию с добавками нагревают до соответствующей температуры в пределах от приблизительно 250°Р до приблизительно 350°Р (120-175°С) и через редукционный клапан подают во вторую отпарочную камеру. Этот поток разбавленных горячих эмульсионных отходов пропускают через редукционный клапан, отрегулированный так, что при отпарке испаряется приблизительно от 2 до 15% смеси эмульсии с водой и растворителем. На этой стадии отпарки происходит разрушение водно-нефтяных эмульсий с высвобождением их компонентов, как описано в патенте США № 4938876, который настоящей ссылкой включен в это описание для любых целей; верхний погон отводят в конденсатор и далее в сборник. При отстаивании конденсата образуется водный слой, над которым собирается углеводородный слой. Оба этих слоя, как правило, можно возвращать в цикл для смешивания с кубовой фракцией из второй камеры отпарки.
Большая часть потока нефти и разбавителя, или растворителя, остается неиспаренной, и, поскольку эмульсии на этом этапе разрушаются, компоненты потока можно разделить механическими средствами, например, путем пропускания смеси через один или несколько последовательных гидроциклонов, расположенных в соответствии с известными технологическими принципами. Предпочтительно двухстадийное расположение гидроциклонов, причем на первой стадии отделяют твердые примеси, а на вто второй - воду. Твердые примеси с первой стадии разделения содержат некоторое количество нефти и других загрязнений, которые можно удалить путем промывки осадка в центрифуге непрерывного действия водой, содержащей моющее средство. Очищенные таким образом твердые отходы можно затем без опасности применять в качестве добавки в производстве цемента, в качестве топлива или для планировки местности.
Вода, отделенная во втором гидроциклоне, содержит растворимые соли, извлеченные из сырой нефти, и может быть отведена в качестве рассола в обычные установки обработки рассола.
Верхняя фракция из последнего гидроциклона содержит извлеченную нефть и разбавитель. Ее легко разделить с использованием стандартных технологических приемов с целью извлечения разбавителя для последующего использования и получения нефти с целью дальнейшей переработки для получения товарных продуктов. Альтернативным решением является сохранение разбавителя в смеси с нефтью для последующего извлечения и возвращения в цикл в качестве этапа переработки сырой нефти, если такое решение более предпочтительно. Из вышеизложенного ясно, что осуществление настоящего изобретения обеспечивает экономический выигрыш. Отделение разбавителя от нефти можно осуществить в отдувочной колонне, куда вводят подогретый поток смеси, отбирая разбавитель в качестве верхнего погона и нефть - в качестве кубовой фракции; колонна снабжена кубом для подвода дополнительного количества тепла и конденсатором для создания флегмы. Такие отдувочные колонны являются широко распространенным оборудованием в нефтепереработке и хорошо известны сведущим специалистам.
Вышеописанное изобретение иллюстрируется следующим примером совместно с прилагаемым рисунком для большей ясности представления предпочтительного варианта осуществления изобретения. Настоящее изобретение является усовершенствованием способа, описанного в патенте США № 4938876, включенном настоящей ссылкой в данное описание для любых целей, и обеспечивает особые преимущества при обработке вязких эмульсионных отходов, образующихся в процессе нефтепереработки. Способ в соответствии с настоящим изобретением пригоден для аппаратурного оформления по блочно-модульному принципу и, таким образом, может быть осуществлен с использованием только тех вариантов, которые применимы к конкретным потокам отходов и обеспечивают конкретные желаемые результаты. Как указано выше, усовершенствование включает добавление разбавителя/растворителя к эмульсионным нефтяным отходам с целью понижения их вязкости и удельного веса. Разба11 витель способствует повышению эффективности отделения нефтяной фазы разрушенной эмульсии от водной фазы и твердых примесей. Настоящее изобретение обеспечивает также удаление излишка воды на стадии первой отпарки, тем самым способствуя значительному повышению экономичности эксплуатации системы разрушения эмульсий.
Вышеприведенное общее описание изобретения более подробно иллюстрируется следующим примером его осуществления. Следует иметь в виду, что пример приведен лишь с целью иллюстрации и не может рассматриваться как ограничение, относящееся к каким-либо конкретным материалам, условиям или параметрам, упомянутым в применении к конкретному варианту осуществления изобретения. Ввиду широкого разнообразия эмульсионных отходов нефтепереработки, поддающихся обработке путем осуществления настоящего изобретения, возможно множество вариантов и сочетаний. Вместо воспроизведения всех критериев в настоящем описании приведены ссылки на известный способ, описанный в патенте США № 4938876, который этими ссылками включен в настоящее описание для любых целей. Упомянутый патент, как указано выше, раскрывает введение химических добавок, которое не составляет часть настоящего изобретения, но может увеличить эффективность его использования.
Пример 1.
Способ в соответствии с настоящим изобретением будет более ясен из рассмотрения варианта осуществления, описанного в этом примере со ссылками на фиг. 1 . В примере описана обработка эмульсий сырой нефти, выгружаемых из деминерализатора. Другие эмульсионные отходы нефтепереработки можно обрабатывать практически таким же образом либо смешивать их со стоками из деминерализатора на удобной для этой цели стадии процесса. Эмульсии, содержащие нефть, воду и твердые примеси, а также свободную воду и суспензии твердых примесей отбирают периодически и/или непрерывно из нижней части деминерализатора Ό, как правило, при температуре приблизительно 250°Р (120°С) и под избыточным давлением приблизительно 150 фунтов на кв. дюйм (10,5 кг/см2); поток этих материалов обозначен поз. 1 0. Этот поток через редукционный клапан 1 2 поступает в первую отпарочную камеру 1 4, где избыточное давление составляет приблизительно 10 фунтов на кв. дюйм (0,7 кг/см2). Низкокипящие углеводороды (в том числе бензол), пары воды и некоторые низкокипящие загрязнители, например сероводород, переходят в паровую фазу и по линии 1 6 поступают в конденсатор 18, служащий для конденсации большей части воды и углеводородов, которые накапливаются в стабилизаторе 19. Конденсатор 18 работает при температуре в пределах от 40 до
90°Р (4-32°С). Отпарочную камеру 14 можно эксплуатировать под давлением как выше, так и ниже атмосферного, в зависимости от наиболее удобных эксплуатационных параметров общего процесса нефтепереработки и с учетом характеристик эмульсий, подвергаемых обрабЖидкие и твердые компоненты в отпарочной камере 1 4 в результате отстаивания образуют нижний слой, содержащий большую часть воды и взвешенные в ней и захваченные ею твердые примеси, и верхний слой, содержащий нефть с эмульгированным в ней некоторым количеством воды. Этот эмульсионный слой, представляющий собой, как правило, стойкую эмульсию, отводят по линии 20 через холодильник 42 в уравнительный резервуар 22. Водный нижний слой вместе с незначительным количеством промывочной воды, подаваемой по линии 24, самотеком поступает из камеры 1 4 по линии 26 в насос 28, который подает его в батарею пескоотделительных гидроциклонов 30 для отделения твердых примесей от нефти. Перед подачей в гидроциклон 30 к потоку нижней фракции добавляют по линии 32 поток легкого углеводородного разбавителя и смешивают потоки в проточном смесителе 34. Этот разбавитель вводят в количестве от приблизительно 1 0 до приблизительно 50 об.%, предпочтительно от приблизительно 15 до приблизительно 35 об.%, по отношению к содержанию нефти в стоках из деминерализатора Ό, и он предназначен для понижения вязкости и удельного веса нефтяной фазы с целью упрощения разделения фаз в гидроциклонах 30 и на дальнейших стадиях процесса. Разбавитель вводят с расчетом на достижение предпочтительного значения вязкости от приблизительно 1 сП до приблизительно 5 сП и удельного веса менее приблизительно 0,90.
Легкий углеводородный разбавитель кипит, как правило, при температуре от приблизительно 20°Р до приблизительно 170°Р (от -7 до 77°С). Низкокипящий разбавитель, или растворитель, может быть выбран из группы легких углеводородов, например, алканов С3-С6, газовых бензинов, ароматических дистиллятов, ароматических углеводородов, например, толуола, или смесей любых вышеперечисленных соединений. Важное значение имеет не столько выбор конкретного индивидуального углеводорода, сколько растворяющая способность разбавителя, его доступность и возможность регенерации. Конкретный легкий углеводород легко выбрать в каждом случае путем простых экспериментов, понятных сведущим специалистам, из числа разбавителей, имеющихся на нефтеперерабатывающем предприятии. Может оказаться целесообразным введение разбавителя на одной или нескольких стадиях процесса, однако, с соблюдением общего количества и критериев, указанных в настоящем описании.
Для обеспечения эффективного перемешивания разбавителя с другими жидкими компо13 нентами потока предусмотрен смеситель 34, предпочтительно проточный смеситель типа Кеникс (ΚΕΝΙΟδ). После смесителя жидкость поступает в батарею пескоотделительных гидроциклонов 30, откуда по линии 36 отводят суспензию твердых компонентов в воде, содержащую приблизительно от 5 до 15 мас.% твердой фазы. Для обеспечения удаления твердых примесей в гидроциклон 30 по линии 40 подают небольшое количество промывочной воды. Суспензию твердых примесей, отводимую по линии 36, соединяют с эмульсией, проходящей по линии 20, и через холодильник 42 подают в уравнительный резервуар 22. Суспензия твердых примесей в воде, поступающая по линии 36, составляет лишь незначительную долю (приблизительно 1 % или менее) смеси, накапливаемой в резервуаре 22, однако, она содержит некоторое количество поддающейся извлечению нефти. Верхнюю фракцию воды и эмульсии, практически свободную от твердых примесей, отводят из гидроциклона 30 по линии 38 и подают во вторую батарею гидроциклонов 44, которая служит для отделения воды от потока смеси нефтяной эмульсии с разбавителем, которую отводят в качестве верхней фракции по линии 46 и подают в уравнительный резервуар 22 по линиям 36 и 20. Нижняя фракция, которую отводят из гидроциклона 44 по линии 48, представляет собой воду, содержащую в незначительных количествах растворенные углеводороды; этот поток пропускают через холодильник 50 и направляют в линию 52 для соединения с другими технологическими сточными водами, направляемыми на очистку.
Обогащенную нефтью эмульсию из уравнительного резервуара 22, разбавленную углеводородом, подают по линии 54 в нагнетательный насос 56, создающий избыточное давление от приблизительно 1 00 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 200 фунтов на кв.дюйм (7-14 кг/см2). В напорную линию этого насоса подают в небольших количествах по линии 58 химические добавки, способствующие разрушению эмульсий, описанные в патенте США № 4938876 (включенным ссылкой в настоящее описание для любых целей), и для эффективного перемешивания пропускают поток через проточный смеситель 60. Перемешанный поток пропускают через теплоообменник 62, в котором его температуру повышают до приблизительно 300°Е (150°С). Затем смесь через редукционный клапан 64 подают во вторую отпарочную камеру 66, работающую под избыточным давлением приблизительно 1 0 фунтов на кв.дюйм (0,7 кг/см2). Отпарочную камеру 66 можно эксплуатировать под давлением как ниже, так и выше атмосферного, в зависимости от наиболее удобных эксплуатационных параметров общего процесса нефтепереработки и с учетом характеристик эмульсий, подвергаемых обработке.
На этой стадии происходит разрушение водно-нефтяной эмульсии с образованием паров, содержащих некоторое количество легкого углеводородного разбавителя, и воды, которые отводят из камеры 66 по линии 68 в конденсатор 70 и далее в приемник 72, из которого воду и углеводород возвращают в камеру 66 по линии 74. Неконденсирующиеся газы сбрасывают из приемника 72 через дроссельный клапан 76. Суспензию, содержащую нефть, воду и твердые примеси, из камеры 66 по линии 78 подают в нагнетательный насос 80 и далее по линии 82 в батарею пескоотделительных гидроциклонов 84, откуда суспензию твердых примесей в воде, практически не содержащую нефти, отводят по линии 86. Суспензию можно промыть потоком воды, необязательно содержащей небольшое количество моющего средства, которую подают по линии 87. Целесообразно охлаждать эту суспензию до температуры ниже 180°Е (82°С) в холодильнике 88 и подавать в центрифугу 90. Центрифуга 90 предназначена для отделения чистой (практически не содержащей бензола) воды, которую отводят по линии 92 в общую линию 52 сточных вод, направляемых на очистку. Концентрированный шлам твердых примесей, выгружаемый из центрифуги 90 по линии 94 и направляемый на переработку, представляет собой практически безвредный материал, который можно направлять на коксование, возвращать в цикл иным способом либо использовать другие способы удаления отходов, безопасные для окружающей среды.
Верхняя фракция пониженной плотности, которую отводят из пескоотделительных гидроциклонов 84 по линии 96, представляет собой смесь нефти (с разбавителем) и воды, которую можно разделить путем отстаивания в резервуаре, но предпочтительно ее подают по линии 96 в концевую батарею водоотделительных гидроциклонов 98. Отсюда поток сточной воды отводят по линии 1 00 и соединяют с общим потоком сточных вод в линии 52, а верхнюю фракцию, содержащую нефть и разбавитель, отводят по линии 1 02 через нагреватель 1 04 в колонну 1 06 отдувки разбавителя. Согласно альтернативному варианту, весь разбавитель может быть оставлен в отделенной сырой нефти для извлечения в процессе дистилляции сырой нефти обычным методом. При таком решении исключается необходимость в отдельной стадии отдувки разбавителя. Колонна 1 06 рассчитана на извлечение практически всего разбавителя с верхним погоном (для возвращения в цикл) и на отвод в качестве кубовой фракции обезвоженной, осветленной и обессоленной сырой нефти для подачи ее на дальнейшую переработку. Колонна 1 06 снабжена кубом с циркуляционной системой, включающей линию 108, насос 110, куб 112, обеспечивающий нагрев, необходимый для отдувки разбавителя, и линию 114 для выгрузки конечного нефтепродукта. Пары верхнего пого на в колонне 106 частично конденсируют в дефлегматоре 116 для создания некоторого количества флегмы, а основной поток паров извлеченного разбавителя отводят по линии 118 через конденсатор 120 в сборник 122, откуда извлеченный растворитель отбирают по линии 124. Неконденсирующиеся пары отводят из сборника 1 22 по линии 1 26 через дроссельный клапан. Неконденсирующиеся пары из линии 1 26 соединяют с другими неконденсирующимися компонентами, которые отводят из сборника 19 по линии 128. Сборник 19 служит также отстойником, из которого конденсированную воду отводят по линии 130 и возвращают в цикл для пополнения воды, добавляемой в деминерализатор, для отдувки бензола или для дальнейшей обработки. Конденсированные легкие углеводороды декантируют по линии 132 и добавляют к полезному нефтепродукту, отбираемому по линии 114, с помощью линии 134. В альтернативном варианте эти легкие углеводороды можно направлять по линии 1 36 для накапливания в отдельном резервуаре в зависимости от конкретных потребностей нефтепереработки.
Из вышеприведенного общего описания способа в соответствии с настоящим изобретением и конкретного варианта его осуществления следует, что он обеспечивает извлечение и возврат в процесс нефтепереработки с получением полезного продукта сырой нефти, которая, в противном случае, оставаясь связанной в эмульсионных отходах нефтепереработки, безвозвратно терялась и создавала бы осложнения вследствие загрязнения окружающей среды. Кроме того, способ обеспечивает очистку загрязняющих нефть твердых примесей и воды до уровня, позволяющего удалять их без загрязнения окружающей среды.
Поскольку эмульсионные отходы нефтепереработки специфичны практически для каждого нефтеперерабатывающего предприятия и источника сырой нефти, для определения конкретных вариантов, обеспечивающих преимущества настоящего изобретения, можно применять простые методы испытаний, хорошо известные сведущим специалистам. Подразумевается, что соответствующие изменения параметров не выходят за пределы объема притязаний изобретения, определенные формулой изобретения.
Claims (22)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1 . Способ извлечения нефти высокой вязкости из потока водной эмульсии отходов нефтепереработки, включающий- добавление к упомянутому потоку эмульсии от приблизительно 10 до приблизительно 50 об.% по отношению к нефти, содержащейся в потоке эмульсии, легкого углеводородного разбавителя и смешивание разбавителя с потоком эмульсии с целью снижения вязкости и пониже и понижения удельного веса нефти в упомянутом потоке эмульсии;- отпаривание упомянутого потока эмульсии с получением потока паров и потока жидкости, содержащей водную фазу и нефтяную фазу; и- отделение нефтяной фазы от водной фазы.
- 2. Способ по п. 1 , в котором поток паров содержит пары воды и пары углеводородного разбавителя.
- 3. Способ извлечения тяжелой нефти из стойкой эмульсии, образовавшейся при нефтепереработке, включающий- смешивание низкокипящего углеводородного разбавителя низкой вязкости с упомянутой стойкой эмульсией с получением смеси эмульсии с углеводородным разбавителем;- нагревание упомянутой смеси эмульсии с углеводородным разбавителем под давлением с целью создания условий для отпарки упомянутой смеси эмульсии с углеводородным разбавителем;- отпаривание упомянутой смеси эмульсии с углеводородным разбавителем под давлением, достаточным для испарения, по крайней мере, приблизительно 5% жидкостей, содержащихся в упомянутой смеси эмульсии с углеводородным разбавителем, разрушения эмульсий в смеси эмульсии с углеводородным разбавителем с получением не содержащей эмульсий смеси, содержащей тяжелую нефть, углеводородный разбавитель, воду и твердые компоненты; и- разделение компонентов упомянутой смеси, не содержащей эмульсий.
- 4. Способ по п.3, в котором отпаривание разбавленной эмульсии производят под давлением выше атмосферного.
- 5. Способ по п.3, в котором отпаривание разбавленной эмульсии производят под давлением ниже атмосферного.
- 6. Способ по п.3, включающий стадию введения в упомянутую смесь эмульсии с углеводородным разбавителем перед отпариванием упомянутой смеси эмульсии с углеводородным разбавителем эффективных количеств деэмульгаторов и флоккулянтов, а также хелатообразующих агентов для удаления тяжелых металлов.
- 7. Способ по п.3, включающий стадию извлечения из нефти низкокипящего разбавителя.
- 8. Способ по п.7, в котором извлеченный разбавитель возвращают в цикл для введения в эмульсию.
- 9. Способ по п.3, в котором упомянутая стадия разделения включает- подачу упомянутой смеси, не содержащей эмульсий, в гидроциклон;- разделение потока суспензии твердых компонентов, отбираемой из нижней части упомянутого гидроциклона, и потока практически свободной от твердых компонентов жидкости, отбираемого из верхней части упомянутого гидроциклона, причем упомянутый поток практически свободной от твердых компонентов жидкости содержит воду, тяжелую нефть и углеводородный разбавитель; и- подачу упомянутого потока практически свободной от твердых компонентов жидкости в центрифугу непрерывного действия;- отвод потока воды с одной стороны упомянутой центрифуги и потока масляной фазы, содержащей тяжелую нефть и углеводородный разбавитель, с другой стороны упомянутой центрифуги;- подачу упомянутого потока масляной фазы в аппарат отдувки; и- отвод потока углеводородного разбавителя с одной стороны упомянутого аппарата отдувки и потока тяжелой нефти с другой стороны упомянутого аппарата.
- 10. Способ по п.3, в котором упомянутая стадия разделения включает- подачу упомянутой смеси, не содержащей эмульсий, в отстойник;- выдерживание смеси в упомянутом отстойнике в течение времени, достаточного для образования двух слоев, а именно, первого нижнего слоя, содержащего воду и твердые компоненты, и второго верхнего слоя, содержащего, в основном, тяжелую нефть и углеводородный разбавитель; и- декантацию упомянутого верхнего слоя для извлечения упомянутых тяжелой нефти и углеводородного разбавителя.
- 11. Способ извлечения пригодной для переработки сырой нефти из потоков водных эмульсий отходов нефтепереработки, включающий стадии- разделения потоков водных эмульсий отходов нефтепереработки с получением потока нижней фракции водной суспензии, первого потока эмульсии и потока верхней паровой фракции;- добавления к упомянутому потоку нижней фракции водной суспензии легкого углеводородного разбавителя и перемешивания с целью достижения значения удельного веса нефти, содержащейся в потоке нижней фракции водной суспензии, менее приблизительно 0,92 и вязкости ниже приблизительно 30 сПз;- отделения второго потока нефтяной эмульсии от разбавленного потока нижней фракции водной суспензии, причем упомянутый второй поток нефтяной эмульсии содержит углеводородный разбавитель;- соединения упомянутых первого и второго потоков эмульсий с получением объединенного потока нефтяной эмульсии;- отпаривания объединенного потока нефтяной эмульсии в условиях, обеспечивающих разрушение эмульсий, с получением потока паров и потока жидкости, содержащего твердые компоненты, воду, нефть и углеводородный разбавитель; и- извлечения из потока жидкости нефтепродукта, пригодного для дальнейшей переработки.
- 1 2. Способ по п. 11, в котором углеводородный разбавитель добавляют в количестве, достаточном для достижения вязкости нефтяной фазы ниже приблизительно 10 сПз при 200°Е (93°С).
- 13. Способ по п.11, дополнительно включающий стадию добавления к упомянутому первому потоку нефтяной эмульсии дополнительного количества углеводородного разбавителя, достаточного для понижения удельного веса нефти, содержащейся в упомянутом первом потоке нефтяной эмульсии, до значения менее 0,92 и вязкости нефти, содержащейся в упомянутом первом потоке нефтяной эмульсии, до значения менее 30 сПз.
- 14. Способ по п.11, в котором упомянутая стадия разделения потока водных эмульсий отходов нефтепереработки включает отпарку упомянутой эмульсии отходов нефтепереработки и в котором упомянутая стадия отделения второго потока нефтяной эмульсии включает пропускание упомянутого потока нижней фракции водной суспензии через ряд гидроциклонов для удаления суспензии твердых компонентов и свободной воды и для отделения упомянутого второго потока нефтяной эмульсии.
- 15. Способ извлечения пригодной для переработки сырой нефти из горячей тяжелой нефтяной эмульсии, отбираемой из нижней части деминерализатора, включающий стадии- введения горячей тяжелой нефтяной эмульсии под избыточным давлением приблизительно 75 фунтов на кв. дюйм (5 кг/см2) при температуре приблизительно 250°Е (120°С) в отпарочную камеру, работающую под избыточным давлением менее приблизительно 20 фунтов на кв. дюйм (1,4 кг/см2), с получением потока паров, первого потока нефтяной эмульсии и нижней фракции, содержащей свободную воду, твердые компоненты и нефтяные эмульсии;- отделения свободной воды и твердых компонентов от нижней фракции в условиях повышенной гравитации с получением второго потока нефтяной эмульсии;- добавления достаточного количества легкого углеводородного разбавителя для понижения удельного веса нефти, содержащейся в упомянутом втором потоке нефтяной эмульсии, до значения менее приблизительно 0,92 и вязкости до значения менее приблизительно 30 сПз;- объединения упомянутого первого потока нефтяной эмульсии с упомянутым вторым потоком нефтяной эмульсии;- отпаривания объединенного потока нефтяной эмульсии в условиях разрушения эмульсий с получением потока паров и потока жидкости, причем упомянутый поток жидкости сво боден от нефтяной эмульсии и содержит твердые компоненты, воду, нефть и разбавитель; и- извлечения из потока жидкости нефтепродукта, пригодного для дальнейшей переработки.
- 16. Способ извлечения пригодной для переработки сырой нефти из водных эмульсий отходов нефтепереработки, включающих один или несколько потоков нижних фракций после обессоливания нефти по методу АИН или другие некондиционные фракции нефтепереработки, имеющие высокую вязкость и содержащие нефть со средним удельным весом, близким к удельному весу воды, включающий стадии- отпаривания потоков отходов от температуры не менее приблизительно 250°Е (120°С) и давления от приблизительно 5 до приблизительно 1 0 атм до температуры менее приблизительно 215°Е (100°С) с целью испарения воды с получением потока паров, первого потока нефтяной эмульсии и потока твердых компонентов, содержащего нефть;- смешивания потока твердых компонентов, содержащего нефть, с жидким углеводородным разбавителем в количестве, достаточном для понижения вязкости нефти, содержащейся в этом потоке, до значения от приблизительно 1 до приблизительно 5 сПз и удельного веса этой нефти до значения менее приблизительно 0,90;- отделения от потока твердых компонентов, содержащего нефть, второго потока нефтяной эмульсии, причем упомянутый второй поток нефтяной эмульсии содержит упомянутый разбавитель;- объединения упомянутого второго потока нефтяной эмульсии с упомянутым первым потоком нефтяной эмульсии, полученным на стадии отпаривания упомянутых потоков отходов;- отпаривания объединенного потока нефтяной эмульсии в условиях разрушения эмульсий с получением трехфазной дисперсии нефти, воды и твердых компонентов, содержащей нефтяную фазу, водную фазу и твердую фазу, причем упомянутая нефтяная фаза содержит нефть и разбавитель;- извлечения нефти из дисперсии нефти, воды и твердых компонентов и доведения воды и твердых компонентов до состояния, обеспечивающего их безопасность для окружающей среды.
- 17. Способ по п. 16, в котором упомянутая стадия извлечения включает стадии удаления твердых компонентов и воды из дисперсии нефти, воды и твердых компонентов с получением нефтяной фазы, содержащей нефть и разбавитель, практически свободной от воды и твердых компонентов, отделения нефти от разбавителя и извлечения нефти.
- 18. Способ по п. 17, в котором упомянутая стадия удаления твердых компонентов и воды из дисперсии нефти, воды и твердых компонентов включает стадии- подачи упомянутой дисперсии нефти, воды и твердых компонентов в первый гидроциклон или первую центрифугу;- удаления твердых компонентов из дисперсии нефти, воды и твердых компонентов с получением свободной от твердых компонентов смеси нефти с водой;- подачи упомянутой смеси нефти с водой во второй гидроциклон или вторую центрифугу;- отделения водной фазы от нефтяной фазы упомянутой смеси нефти с водой.
- 19. Способ по п. 17, включающий дополнительные стадии извлечения разбавителя из нефти для повторного использования в процессе.
- 20. Способ извлечения чистой сырой нефти, пригодной для переработки, из сточного рассола со стадии деминерализации, содержащего нефтяную эмульсию, включающий- отпаривание упомянутого сточного рассола со стадии деминерализации от избыточного давления выше приблизительно 35 фунтов на кв. дюйм (2,5 кг/см2) до давления, достаточно пониженного для обеспечения испарения, по крайней мере, приблизительно 5% упомянутого сточного рассола со стадии деминерализации;- разделение сточного рассола на поток паров, первый поток нефтяной эмульсии и водный поток, содержащий нефть и твердые компоненты;- разделение упомянутого водного потока на поток, обогащенный твердыми компонентами, водный поток с низким содержанием углеводородов и второй поток нефтяной эмульсии;- отвод водного потока для обработки сточных вод обычным способом;- смешивание упомянутых первого и второго потоков нефтяных эмульсий и потока, обогащенного твердыми компонентами, с целью получения смеси нефтяных эмульсий для вторичной обработки с целью разрушения эмульсий;- добавление к смеси нефтяных эмульсий углеводородного разбавителя в количестве, достаточном для понижения вязкости смеси нефтяных эмульсий до значения в пределах от приблизительно 1 до приблизительно 5 сП;- отпаривание смеси нефтяных эмульсий в условиях разрушения эмульсий с целью разрушения нефтяной эмульсии и с получением потока паров, содержащего пары воды и разбавителя, и потока жидкости, содержащего твердые компоненты, причем упомянутый поток жидкости, содержащий твердые компоненты, свободен от нефтяных эмульсий;- извлечение сырой нефти из потока жидкости, содержащего твердые компоненты, для нормальных операций нефтепереработки;- удаление водной фракции из потока жидкости, содержащего твердые компоненты, для нормальной обработки сточных вод;- извлечение обогащенной твердыми компонентами фракции из потока жидкости, содержащего твердые компоненты, и удаление этих твердых компонентов без вреда для окружающей среды; и- конденсацию паров воды и разбавителя из упомянутого потока паров, полученного при отпаривании смеси нефтяных эмульсий, с получением конденсата; и- использование конденсата в качестве разбавителя.
- 21. Способ извлечения высоковязкой нефти высокого удельного веса из стойких эмульсий, содержащих нефть, воду и твердые компоненты, включающий- отпаривание упомянутой стойкой эмульсии в первой отпарочной камере с получением паров, содержащих воду и легкие углеводороды, и жидкой фракции, состоящей из двух различных слоев - верхнего слоя водно-нефтяной эмульсии и нижнего слоя, содержащего воду, нефть и твердые компоненты;- отделение упомянутого слоя воднонефтяной эмульсии от упомянутого нижнего слоя с получением первого потока нефтяной эмульсии и потока нижней фракции;- добавление к упомянутому потоку нижней фракции легкого углеводородного разбавителя в количестве от приблизительно 10 до приблизительно 50 об.% относительно количества нефти в потоке сточной эмульсии из деминерализатора с получением смеси нижней фракции с разбавителем;- отделение твердых компонентов и воды от упомянутой смеси нижней фракции с разбавителем с получением второго потока нефтяной эмульсии, содержащего разбавитель;- смешивание упомянутого первого потока нефтяной эмульсии с упомянутым вторым потоком нефтяной эмульсии с получением объединенного потока нефтяной эмульсии, содержащего разбавитель;- нагревание упомянутого объединенного потока нефтяной эмульсии до температуры от приблизительно 215 до приблизительно 250°Р (от 100 до 120°С) под избыточным давлением от приблизительно 50 до приблизительно 250 фунтов на кв. дюйм (3,5-17,5 кг/см2);- отпаривание упомянутого нагретого объединенного потока нефтяной эмульсии во второй отпарочной камере до температуры и давления, достаточно низких для разрушения нефтяной эмульсии и образования жидкой смеси, содержащей нефть, разбавитель, твердые компоненты и воду, и потока паров, содержащего воду, разбавитель и другие легкие углеводороды, содержавшиеся в потоке сточной эмульсии из деминерализатора;- отделение твердых компонентов и воды от упомянутого потока жидкости из второй отпарочной камеры с получением потока нефти, содержащего разбавитель; и- отделение нефти от упомянутого потока нефти, содержащего разбавитель.
- 22. Способ по п.21, в котором упомянутая стойкая эмульсия представляет собой поток сточной эмульсии из деминерализатора, находящийся под избыточным давлением от приблизительно 73 до приблизительно 147 фунтов на кв. дюйм (5,1-10,3 кг/см2) и имеющий температуру от приблизительно 200 до приблизительно 300°Р (93-150°С).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/971,873 US5882506A (en) | 1997-11-19 | 1997-11-19 | Process for recovering high quality oil from refinery waste emulsions |
| PCT/US1998/024542 WO1999025795A1 (en) | 1997-11-19 | 1998-11-17 | Process for recovering high quality oil from refinery waste emulsions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200000421A1 EA200000421A1 (ru) | 2000-10-30 |
| EA001513B1 true EA001513B1 (ru) | 2001-04-23 |
Family
ID=25518891
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200000421A EA001513B1 (ru) | 1997-11-19 | 1998-11-17 | Способ извлечения высококачественной нефти из эмульсионных отходов нефтепереработки |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5882506A (ru) |
| EP (1) | EP1032621B1 (ru) |
| AU (1) | AU743404B2 (ru) |
| CA (1) | CA2310694C (ru) |
| DE (1) | DE69835445T2 (ru) |
| EA (1) | EA001513B1 (ru) |
| ES (1) | ES2270536T3 (ru) |
| WO (1) | WO1999025795A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2664514C1 (ru) * | 2014-08-25 | 2018-08-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода |
Families Citing this family (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1164344C (zh) | 1999-07-26 | 2004-09-01 | 国际壳牌研究有限公司 | 油/水乳液的破乳 |
| US6133205A (en) * | 1999-09-08 | 2000-10-17 | Nalco/Exxon Energy Chemical L.P. | Method of reducing the concentration of metal soaps of partially esterified phosphates from hydrocarbon flowback fluids |
| NO311103B1 (no) * | 2000-02-08 | 2001-10-08 | Jon Grepstad | Fremgangsmåte for å lette separasjonen av en råoljeströms oljefase og vannfase |
| ATE480660T1 (de) * | 2000-06-05 | 2010-09-15 | Procter & Gamble | Verfahren zur behandlung einer lipophilen flüssigkeit |
| US6930079B2 (en) * | 2000-06-05 | 2005-08-16 | Procter & Gamble Company | Process for treating a lipophilic fluid |
| US6914040B2 (en) * | 2001-05-04 | 2005-07-05 | Procter & Gamble Company | Process for treating a lipophilic fluid in the form of a siloxane emulsion |
| US7084099B2 (en) * | 2001-09-10 | 2006-08-01 | Procter & Gamble Company | Method for processing a contaminant-containing lipophilic fluid |
| US7258797B2 (en) * | 2001-09-10 | 2007-08-21 | The Procter & Gamble Company | Filter for removing water and/or surfactants from a lipophilic fluid |
| US20030226214A1 (en) * | 2002-05-02 | 2003-12-11 | The Procter & Gamble Company | Cleaning system containing a solvent filtration device and method for using the same |
| JP2005501708A (ja) * | 2001-09-10 | 2005-01-20 | ザ プロクター アンド ギャンブル カンパニー | 多機能フィルタ |
| US7276162B2 (en) * | 2001-09-10 | 2007-10-02 | The Procter & Gamble Co. | Removal of contaminants from a lipophilic fluid |
| US20050011543A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-01-20 | Haught John Christian | Process for recovering a dry cleaning solvent from a mixture by modifying the mixture |
| US7300594B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-11-27 | The Procter & Gamble Company | Process for purifying a lipophilic fluid by modifying the contaminants |
| US7300593B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-11-27 | The Procter & Gamble Company | Process for purifying a lipophilic fluid |
| US7297277B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-11-20 | The Procter & Gamble Company | Method for purifying a dry cleaning solvent |
| US8518243B2 (en) * | 2004-10-01 | 2013-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Method for utilizing hydrocarbon waste materials as fuel and feedstock |
| FR2887893B1 (fr) * | 2005-06-30 | 2011-08-05 | Exochems Sas | Procede de traitement de residus de produits petroliers lourds notamment de fonds de cuves de stockage et installation associe |
| US20090139906A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Jan Kruyer | Isoelectric separation of oil sands |
| US20090242384A1 (en) * | 2008-03-27 | 2009-10-01 | Curcio Robert A | Low Pressure Mixing System for Desalting Hydrocarbons |
| US9023213B2 (en) * | 2009-05-01 | 2015-05-05 | Cameron Solutions, Inc. | Treatment of interface rag produced during heavy crude oil processing |
| US8747658B2 (en) * | 2010-07-27 | 2014-06-10 | Phillips 66 Company | Refinery desalter improvement |
| US9382489B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-07-05 | Inaeris Technologies, Llc | Renewable heating fuel oil |
| US9447350B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-09-20 | Inaeris Technologies, Llc | Production of renewable bio-distillate |
| US9315739B2 (en) * | 2011-08-18 | 2016-04-19 | Kior, Llc | Process for upgrading biomass derived products |
| US9387415B2 (en) | 2011-08-18 | 2016-07-12 | Inaeris Technologies, Llc | Process for upgrading biomass derived products using liquid-liquid extraction |
| US10427069B2 (en) | 2011-08-18 | 2019-10-01 | Inaeris Technologies, Llc | Process for upgrading biomass derived products using liquid-liquid extraction |
| CN103045342B (zh) * | 2011-10-17 | 2014-06-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种废润滑油预处理方法 |
| US8999148B1 (en) * | 2012-02-16 | 2015-04-07 | Enviromental Management Alternatives, Inc. | Systems and methods for waste oil recovery |
| CN102627381B (zh) * | 2012-04-26 | 2013-10-09 | 陕西科技大学 | 含油污泥两步法资源化处理工艺 |
| US9181499B2 (en) | 2013-01-18 | 2015-11-10 | Ecolab Usa Inc. | Systems and methods for monitoring and controlling desalting in a crude distillation unit |
| CN104004581A (zh) * | 2013-02-22 | 2014-08-27 | 宝山钢铁股份有限公司 | 轧制油泥的净化方法 |
| US9778115B2 (en) | 2013-03-28 | 2017-10-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for detecting deposits in a vessel |
| US9880035B2 (en) | 2013-03-28 | 2018-01-30 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for detecting coking growth and maldistribution in refinery equipment |
| US9500554B2 (en) | 2013-03-28 | 2016-11-22 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for detecting a leak in a pipeline |
| US9746434B2 (en) | 2013-03-28 | 2017-08-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for determining flow distribution through a component |
| US8981174B2 (en) | 2013-04-30 | 2015-03-17 | Pall Corporation | Methods and systems for processing crude oil using cross-flow filtration |
| US20140325896A1 (en) * | 2013-05-02 | 2014-11-06 | Shell Oil Company | Process for converting a biomass material |
| US10119080B2 (en) | 2013-09-25 | 2018-11-06 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Desalter emulsion separation by direct contact vaporization |
| CN104556595B (zh) * | 2013-10-22 | 2016-03-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含油污泥的处理工艺 |
| US20150152340A1 (en) | 2013-12-03 | 2015-06-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Desalter emulsion separation by emulsion recycle |
| US10634536B2 (en) | 2013-12-23 | 2020-04-28 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for multi-phase flow measurement |
| RU2557002C1 (ru) * | 2014-06-19 | 2015-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Способ подготовки нефти |
| CN104291541B (zh) * | 2014-09-10 | 2016-01-06 | 浙江大学 | 一种从储运油泥中回收原油的方法 |
| CN104230132A (zh) * | 2014-09-17 | 2014-12-24 | 克拉玛依市华隆润洁生态环境科技有限公司 | 一种处理油田污油泥的方法 |
| CA2911610C (en) | 2014-11-13 | 2017-12-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Oil/bitumen emulsion separation |
| WO2020022871A1 (ru) * | 2018-07-25 | 2020-01-30 | Тоо "Reef Центробежные Технологии" | Способ переработки нефтесодержащих отходов |
| CN113840897A (zh) * | 2019-08-15 | 2021-12-24 | Bl 科技公司 | 用于改进的脱盐设备盐水质量的组合物和方法 |
| US11149213B2 (en) | 2019-12-27 | 2021-10-19 | Saudi Arabian Oil Company | Method to produce light olefins from crude oil |
| WO2022157801A1 (en) * | 2021-01-19 | 2022-07-28 | Nayara Energy Limited | The novel process for reclamation of oil in water emulsion collected from crude oil de-salter brine water |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4432865A (en) * | 1982-01-25 | 1984-02-21 | Norman George R | Process for treating used motor oil and synthetic crude oil |
| US4938876A (en) * | 1989-03-02 | 1990-07-03 | Ohsol Ernest O | Method for separating oil and water emulsions |
| US5458765A (en) * | 1994-08-05 | 1995-10-17 | Nalco Chemical Company | Process of drying and removing solids from waste oil |
| US5507958A (en) * | 1993-08-02 | 1996-04-16 | Atlantic Richfield Company | Dehydration of heavy crude using hydrocyclones |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3696021A (en) * | 1970-06-12 | 1972-10-03 | Texaco Inc | Continuous process for separating oily sludges |
| US3684699A (en) * | 1971-02-10 | 1972-08-15 | Univ California | Process for recovering oil from tar-oil froths and other heavy oil-water emulsions |
| GB8318313D0 (en) * | 1983-07-06 | 1983-08-10 | British Petroleum Co Plc | Transporting and treating viscous crude oils |
| US4722781A (en) * | 1986-08-06 | 1988-02-02 | Conoco Inc. | Desalting process |
| US4812225A (en) * | 1987-02-10 | 1989-03-14 | Gulf Canada Resources Limited | Method and apparatus for treatment of oil contaminated sludge |
| US5738762A (en) * | 1995-03-08 | 1998-04-14 | Ohsol; Ernest O. | Separating oil and water from emulsions containing toxic light ends |
| US5948242A (en) * | 1997-10-15 | 1999-09-07 | Unipure Corporation | Process for upgrading heavy crude oil production |
-
1997
- 1997-11-19 US US08/971,873 patent/US5882506A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-11-17 CA CA002310694A patent/CA2310694C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-11-17 ES ES98958050T patent/ES2270536T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1998-11-17 EP EP98958050A patent/EP1032621B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-11-17 DE DE69835445T patent/DE69835445T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-11-17 WO PCT/US1998/024542 patent/WO1999025795A1/en active IP Right Grant
- 1998-11-17 EA EA200000421A patent/EA001513B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-11-17 AU AU14168/99A patent/AU743404B2/en not_active Ceased
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4432865A (en) * | 1982-01-25 | 1984-02-21 | Norman George R | Process for treating used motor oil and synthetic crude oil |
| US4938876A (en) * | 1989-03-02 | 1990-07-03 | Ohsol Ernest O | Method for separating oil and water emulsions |
| US5507958A (en) * | 1993-08-02 | 1996-04-16 | Atlantic Richfield Company | Dehydration of heavy crude using hydrocyclones |
| US5458765A (en) * | 1994-08-05 | 1995-10-17 | Nalco Chemical Company | Process of drying and removing solids from waste oil |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2664514C1 (ru) * | 2014-08-25 | 2018-08-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200000421A1 (ru) | 2000-10-30 |
| ES2270536T3 (es) | 2007-04-01 |
| EP1032621B1 (en) | 2006-08-02 |
| EP1032621A4 (en) | 2003-01-08 |
| WO1999025795A1 (en) | 1999-05-27 |
| DE69835445T2 (de) | 2007-07-19 |
| US5882506A (en) | 1999-03-16 |
| AU743404B2 (en) | 2002-01-24 |
| EP1032621A1 (en) | 2000-09-06 |
| CA2310694A1 (en) | 1999-05-27 |
| DE69835445D1 (de) | 2006-09-14 |
| AU1416899A (en) | 1999-06-07 |
| CA2310694C (en) | 2007-09-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA001513B1 (ru) | Способ извлечения высококачественной нефти из эмульсионных отходов нефтепереработки | |
| AU739689B2 (en) | Process for upgrading heavy crude oil production | |
| US7097761B2 (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
| US6214236B1 (en) | Process for breaking an emulsion | |
| US9969944B2 (en) | Dissolved oil removal from quench water of gas cracker ethylene plants | |
| KR100832559B1 (ko) | 냉각수 전처리방법 | |
| US6849175B2 (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
| US6320090B1 (en) | Method of removing contaminants from petroleum distillates | |
| US10336951B2 (en) | Desalter emulsion separation by hydrocarbon heating medium direct vaporization | |
| US5271841A (en) | Method for removing benzene from effluent wash water in a two stage crude oil desalting process | |
| CA2364831C (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
| WO2001045818A1 (en) | Process for breaking an emulsion | |
| MXPA00004867A (en) | Process for recovering high quality oil from refinery waste emulsions | |
| WO2013156535A1 (en) | Method of cleaning water to remove hydrocarbon therefrom | |
| MXPA00003692A (en) | Process for upgrading heavy crude oil production | |
| JPH026804A (ja) | 油水混合液の解乳化方法 | |
| JPH0316994B2 (ru) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |