EA001665B1 - Способ повышения качества тяжелой сырой нефти - Google Patents

Abstract

Описан способ повышения качества тяжелой сырой нефти, включающий добавление разбавителя или растворителя, представляющего собой легкий углеводород, с целью понижения вязкости и удельного веса обрабатываемой сырой нефти. После разбавления производят разрушение эмульсий и разделение сырой нефти на компоненты, чему способствует повторное добавление разбавителя. Это приводит к повышению качества сырой нефти и увеличению количества ее, извлекаемого для переработки в заводских условиях. Осуществление изобретения позволяет также снизить высокое содержание асфальтов в нефти, при этом в результате процесса получают слабо загрязняющие окружающую среду твердые отходы и воду. Аппаратурное оформление способа возможно в модульном варианте, что позволяет осуществлять обработку непосредственно у устья скважины.

Description

Область, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к усовершенствованию извлечения пригодной для потребления сырой нефти при добыче тяжелой сырой нефти. Это усовершенствование может быть осуществлено как у устья скважины на промысле, так и на нефтеперерабатывающем предприятии.

Предпосылки создания изобретения

При первичной обработке сырой нефти, предшествующей переработке на нефтеперерабатывающих заводах, из-за присутствия трудно поддающихся обработке эмульсий часто возникают серьезные осложнения, приводящие к потерям нефти, загрязнению окружающей среды, коррозии, засорению и закупорке трубопроводов и к значительным затратам средств на очистку окружающей среды и удаление загрязнителей. Эти эмульсии часто образуются в процессе добычи сырой нефти из месторождений, особенно в случаях добычи тяжелой сырой нефти, имеющей плотность в градусах Американского нефтяного института (градусах АПИ) от 20 градусов АПИ и менее (от 0,922 г/см³ и более), особенно в пределах от 7 градусов АПИ до 12 градусов АПИ (от 0,986 г/см³ до 1,022 г/см³). Такие сырые нефти очень трудны в добыче, а после добычи очень трудны в переработке. Многие сырые нефти в состоянии после добычи содержат также растворимые неорганические соли, например, хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид или сульфат магния. Присутствие таких солей в сырой нефти создает серьезные осложнения при ее переработке на перерабатывающих предприятиях, вызывая сильную коррозию, понижение выхода по крекингу, засорение и, в конечном счете, выход из строя оборудования. Обычно поступающую сырую нефть подвергают на перерабатывающем заводе обессоливанию путем смешения сырой нефти с промывочной водой для растворения солей в водной фазе с последующим отстаиванием в аппарате для обессоливания. Эти аппараты часто располагают последовательно для многостадийного обессоливания. В нефтяном слое после отстаивания часто располагают системы электродов с целью инициирования и ускорения коалесценции капель остаточной воды. Проблемы, связанные с переработкой тяжелых сырых нефтей, иллюстрируются аналитическими работами последнего времени, посвященными тяжелым канадским и китайским сырым нефтям.

В статье, опубликованной в 011 & Оа§ 1оигиа1, 1аииагу 20, 1997, описаны составы двух в известной степени типичных широко распространенных сырых нефтей, однако совершенно не рассматриваются вопросы их добычи и переработки. Одна из проблем, особенно актуальных в случае работы с тяжелыми сырыми нефтями, является загрязнение тяжелыми металлами и вредными органическими соединениями, содержащими кислород, серу и азот. Эти вещества обычно прочно связываются с поверхностными структурами органических фаз эмульсий, увеличивая таким образом трудность переработки эмульсий и вызывая коррозию и загрязнение при переработке нефти.

Поэтому добычу и переработку тяжелой сырой нефти во многих странах считают неэкономичной из-за ее неприятных свойств и трудности работы с ней. Таким образом, существует потребность в разработке технологии разрушения и разделения нефтяных эмульсий, пригодной для использования вблизи нефтепромыслов, на которых тяжелая сырая нефть, поступающая из скважин, содержит значительные количества воды и твердых примесей. Особенно это относится к случаям, когда в продуктивный пласт вводят пар высокого давления или иные материалы, в частности, растворы поверхностноактивных веществ, с целью повышения степени извлечения сырой нефти высокой плотности и вязкости. Смесь сырой нефти с водой, выходящая из скважины, как правило, содержит в значительных, даже больших количествах трудно поддающиеся разделению эмульсии типа вода в масле или масло в воде. Некоторые воски и битумы, присутствующие вместе с нефтью в пласте, а также мелкозернистые неорганические вещества, например, пески и глины, действуют как стабилизаторы эмульсий, создавая экранирующий слой на поверхности раздела нефтьвода, препятствующий коалесценции капель воды. Серьезные проблемы, связанные с удалением этих трудных для переработки эмульсий, приводят к значительным экономическим потерям. Хотя в патенте США № 4,938,876 описана весьма эффективная и полезная система для разрушения эмульсий в процессе нефтепереработки, такие низковязкие нефти высокого удельного веса не поддаются эффективному разделению при повышенной гравитации, обеспечивающему существенную степень извлечения нефти.

При переработке тяжелых сырых нефтей в том состоянии, в каком их извлекают из пластов, все чаще приходится встречаться с нефтями, содержащими значительные количества асфальтов или смолистых веществ. Такие сырые нефти особенно трудны для переработки вследствие их высокой вязкости, высокого удельного веса и высокого содержания тяжелых металлов и серы. В известных способах производства высококачественных смазочных масел из очищенных тяжелых нефтяных фракций асфальт и смолы удаляют в процессе переработки путем растворения всей фракции в низкокипящем растворителе, например, в пропане или бутане, с последующим нагреванием полученного раствора под давлением до температуры, близкой к критической температуре растворителя, при которой растворяющая способность уменьшается, и нежелательные фракции нефти, а именно, асфальтовые и/или смолистые компоненты, выпа дают в осадок. Такая процедура дает удовлетворительные результаты в условиях нефтеперерабатывающего предприятия, однако до настоящего времени неизвестны попытки ее применения к загрязненной сырой тяжелой нефти.

Кроме того для тяжелых сырых нефтей многих месторождений характерно высокое содержание асфальтенов, что затрудняет их использование в качестве сырья для нефтепереработки. На многих месторождениях в процессе добычи сырых нефтей с высоким содержанием тяжелых асфальтов ранее применяли лишь отдувку легких, более удобных для переработки, фракций у устья скважины, при этом отягощая условия окружающей среды удалением нежелательных тяжелых фракций. Далее, еще одним видом источников сырой нефти, трудной для переработки, являются смоляные пески, залегающие преимущественно в Канаде, в которых поддающуюся переработке сырую нефть весьма трудно отделить от твердых материалов, а если такое разделение возможно, то возникают серьезные проблемы, связанные с непрерывным сбрасыванием в окружающую среду отработанных твердых отходов.

Соответственно, целью настоящего изобретения является создание способа обработки вышеописанных тяжелых сырых нефтей для извлечения более удобного для переработки продукта и обеспечения щадящего окружающую среду способа удаления менее полезных материалов.

Другой целью настоящего изобретения является создание способа предварительной обработки добываемых тяжелых сырых нефтей для удаления асфальтенов из сырой нефти до поступления ее на заводскую переработку. Еще одной целью настоящего изобретения является создание способа отделения от добытой тяжелой сырой нефти твердых веществ, загрязняющих ее, причем отделенные твердые вещества могут быть удалены так, чтобы уменьшить загрязнение окружающей среды.

Далее, целью настоящего изобретения является создание способа разрушения трудно поддающихся переработке эмульсий, содержащихся в добытой сырой нефти, таким образом, чтобы увеличить количество поддающейся переработке нефти, подаваемой на заводскую переработку. Особо предпочтительной целью настоящего изобретения является создание такого способа и системы, которую можно расположить у устья скважины на стационарной монтажной площадке или на транспортируемых салазках таким образом, чтобы нежелательные материалы можно было отделять от поддающейся переработке нефти перед транспортированием ее на нефтеперерабатывающее предприятие.

Вышеуказанные и другие преимущества настоящего изобретения могут быть достигнуты при использовании изобретения в соответствии с настоящим описанием.

Краткое описание сущности изобретения

При осуществлении настоящего изобретения к сырой нефти добавляют легкий углеводородный разбавитель с целью понижения ее вязкости и удельного веса. Этот разбавитель, в котором сырая нефть растворима, вызывает образование в эмульсии масляной фазы с удельным весом меньше удельного веса воды, что необходимо для последующего гравитационного отделения водной фазы от масляной фазы, которое обеспечивает возможность упрощения переработки сырой нефти. Эта операция также понижает вероятность повторного образования эмульсии. Выбранный для этой цели разбавитель имеет низкую температуру кипения, что облегчает его последующее извлечение из полученной сырой нефти с целью возврата в процесс разделения для повторного использования.

В качестве низкокипящего разбавителя или растворителя можно использовать низший алифатический углеводород, например, углеводороды С₃-С₆, светлые легкие дистилляты, ароматические дистилляты, ароматические углеводороды, например, бензол и толуол, а в полевых условиях, при устье скважины, разбавителем или растворителем может служить конденсированный промысловый газовый бензин или смесь вышеупомянутых материалов. Необходимое количество добавляемого разбавителя должно быть достаточным для выполнения функций, обеспечиваемых разбавлением. Как указано выше, важной целью изобретения является понижение удельного веса масляной фазы до достаточно низкого значения по сравнению с удельным весом воды, обеспечивающего возможность использования повышенной гравитации для эффективного разделения фаз в течение процесса или понижение вязкости сырой нефти для упрощения ее перекачки и повышения эффективности работы разделительного оборудования. Этот прием упрощает также отделение асфальтов, асфальтенов или смолистых примесей путем осаждения от остальной массы сырой нефти. В случае работы с некоторыми асфальтеновыми сырыми нефтями может оказаться необходимым использование от одного до восьми объемов легкого углеводородного растворителя на один объем обрабатываемой сырой нефти. Поскольку практически весь растворитель (разбавитель) извлекается в ходе процесса еще до направления сырой нефти на заводскую переработку, добавляемое количество не является критическим фактором, так как их можно извлекать и повторно использовать для той же цели. Однако слишком большой избыток разбавителя может неблагоприятно сказаться на величине капитальных затрат в связи с увеличением объемов материала, которые необходимо пропускать через систему. При разделении фаз критерием достаточности добавляемого количе ства легкого углеводорода является вязкость, поскольку целевое значение вязкости должно быть менее приблизительно 50 сП, предпочтительно менее 10 сП, так как этот уровень вязкости обеспечивает требуемую эффективность. Особо предпочтительно, чтобы вязкость смеси сырой нефти с растворителем составляла от приблизительно 1 сП до приблизительно 5 сП. Определено, что для достижения этой цели достаточно количество растворителя от приблизительно 5% (объемных) до приблизительно 35% (объемных), предпочтительно от приблизительно 10% (объемных) до приблизительно 20% (объемных). Следует отметить, что разбавитель и сырая нефть при нормальных условиях неограниченно растворяются друг в друге, обеспечивая, таким образом, двойное преимущество. Растворители с такими характеристиками следует рассматривать как составную часть настоящего изобретения. Предпочтительно также повторно добавлять растворитель после стадии разрушения эмульсии с целью дальнейшего повышения эффективности извлечения нефти и отделения твердых примесей и солей. Этот второй вариант обеспечивает повышение качества сырой нефти, направляемой на заводскую переработку.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлена принципиальная схема осуществления способа разрушения эмульсий и отделения тяжелой сырой нефти;

на фиг. 2 представлена принципиальная схема осуществления способа разрушения эмульсий и повышения качества тяжелой сырой нефти;

на фиг. 3 представлена принципиальная схема сочетания испарительной очистки, деасфальтирования растворителя и обессоливания тяжелых сырых нефтей с использованием предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения. Здесь вторая стадия введения растворителя предназначена для деасфальтирования сырой нефти.

Подробное описание изобретения

Этот способ полезен для отделения от пригодной для переработки сырой нефти твердых примесей, например, песка или кокса, или полутвердых примесей, например, асфальта. Процесс является достаточно универсальным и может быть применен сведущими специалистами для повышения качества многих тяжелых нефтей, различных по составу.

Комбинированный способ включает стадии, обеспечивающие полную обработку сырой нефти, которая может включать многие, но не обязательно все стадии, описанные ниже. Сырые нефти, в частности, тяжелые нефти, могут существенно отличаться друг от друга по характеристикам, составу и свойствам. Из нижеследующего описания обработки, направленной на повышение качества тяжелой сырой нефти, будут ясны многие варианты такой обработки. Для сведущих специалистов очевидны многие полезные варианты осуществления настоящего изобретения. Многие из стадий обработки широко известны.

Вначале из добываемой сырой нефти удаляют крупнозернистые твердые примеси путем пропускания ее через сетчатый фильтр с соответствующим размером отверстий. Фильтровальное устройство может быть выполнено в виде сдвоенной системы, в которой каждый из фильтров попеременно находится в работе, в то время как второй проходит очистку. На этой стадии удаляют крупнозернистые твердые примеси, например, дробленые горные породы и другие крупнозернистые твердые вещества органического и неорганического характера.

Отфильтрованную сырую нефть смешивают с определенными объемами воды и растворителя в резервуаре с перемешивающим устройством с целью обеспечения стабильных условий работы оборудования для последующей обработки.

Отфильтрованную сырую нефть смешивают с относительно обессоленной водой, взятой в количестве, достаточном для растворения неорганических солей, содержащихся в сырой нефти. Это количество может составлять приблизительно от 1 до 10% объема сырой нефти.

Смесь нефти с водой компримируют до давления, достаточно высокого для пропускания нефти через систему отпарки, описанную в патенте США № 4,938,876, который этой ссылкой включен в настоящее описание. Избыточное давление может быть в пределах от 50 фунтов на кв. дюйм до 250 фунтов на кв. дюйм (3,5-17,5 кг/см²), а в некоторых случаях и выше. Конкретное значение давления зависит от характеристик обрабатываемой сырой нефти. Перед подачей на обработку нефть, как правило, анализируют, так что сведущий специалист может подобрать необходимые параметры обработки, основываясь на результатах анализа.

При необходимости в поток нефти под давлением вводят соответствующие реагенты, способствующие разрушению эмульсии, в количествах, лежащих в пределах от 100 частей на млн (объемных) до 2000 частей на млн (объемных), в зависимости от характера эмульсии. Такими реагентами могут быть поверхностноактивные вещества, хелатообразующие агенты или нейтрализующие реагенты, также описанные в вышеупомянутом патенте. Соответствующие реагенты хорошо известны и могут быть легко получены от фирм Петролайт (Ре1го1йе), Бетцдирборн (Ве1/ЭеагЬогп). Налко (Иа1со) или от других поставщиков. Добавки могут включать анионоактивные, катионоактивные, неионогенные и полимерные соединения. Полимерные добавки используют в относительно малых количествах для стимулирования коагуляции высокодисперсных твердых примесей.

Эмульсии, с которыми приходится иметь дело в данном процессе, разрушаются при термическом воздействии на стадии отпарки, однако вследствие перемешивания на последующих стадиях может иметь место тенденция к повторному эмульгированию. Если эмульсии относятся к типу масло в воде, то желательно добавлять к нефти поверхностно-активное вещество, способствующее образованию эмульсий типа вода в масле. Напротив, если ожидается присутствие эмульсий типа вода в масле, то следует применять поверхностно-активное вещество, способствующее образованию эмульсий типа масло в воде. Необходимые количества этих противоэмульгаторов очень невелики; избыточная дозировка может оказать неблагоприятное воздействие.

Некоторые нежелательные примеси тяжелых металлов, загрязняющих сырую нефть (например, ванадий, никель, цинк, марганец и железо), удаляются с твердыми примесями, отделяемыми при сепарировании, однако некоторые из них остаются в нефти после этой операции. При введении в водную фазу эффективного хелатообразующего агента, например, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА) или ее частичных солей, тяжелые металлы соединяются с водорастворимым хелатообразующим агентом.

Загрязнение свободными кислотами, например, нафтеновыми кислотами, меркаптанами или фенолами, вызывающее коррозию оборудования и понижение качества готового продукта, можно практически полностью устранить путем введения в сырую нефть стехиометрических количеств нейтрализующих агентов. К типичным нейтрализующим агентам относятся гидроксид натрия, карбонат натрия, борат натрия или аммиак. Нейтрализованные кислоты переходят в водную фазу.

При осуществлении настоящего изобретения отфильтрованную и, в случае необходимости, химически обработанную сырую нефть предпочтительно смешивают с растворителем низкой вязкости для понижения вязкости и удельного веса сырой нефти, при этом обеспечивается возможность последующего разделения компонентов с использованием разделительных устройств, работающих при повышенной гравитации (например, гидроциклонов). Растворителем может служить легкий углеводород С₄-С₇, например, бутан, пентан или толуол, который вводят в количестве от приблизительно 5% (объемных) до приблизительно 50% (объемных) по отношению к количеству сырой нефти в смеси, предпочтительно от приблизительно 10% (объемных) до приблизительно 35% (объемных). В большинстве случаев такой растворитель извлекают при последующей обработке и возвращают в цикл.

Смесь под давлением нагревают до температуры, превышающей температуру кипения ее легких компонентов, например, в пределах от

200°Е до 400°Е (93-204°С), используя соответствующее теплообменное оборудование. Нагревание можно производить в несколько стадий, так что возможно вначале использование тепла конденсирующихся паров с последующим нагревом до окончательной необходимой температуры в теплообменнике с использованием отдельного теплоносителя. В альтернативном варианте нагрев можно осуществлять путем непосредственного введения в смесь относительно небольшого количества пара так, чтобы смесь находилась еще в жидком состоянии. Поскольку в процессе обработки воду необходимо удалять, добавление пара следует предусматривать в случаях, когда введение воды обеспечивает некоторые преимущества с точки зрения процесса в целом, например, улучшение характеристик шлама при удалении твердых примесей или повышение эффективности удаления из сырой нефти неорганических солей.

Нагретый поток сырой нефти с добавками, находящийся под повышенным давлением, пропускают затем через дросселирующее устройство отпарки, в котором давление понижают с таким расчетом, чтобы вызвать быстрое испарение потока в такой степени, чтобы предпочтительно от 2 до 15% смеси сырой нефти, воды и растворителя испарялось по пути к аппарату отпарки, или парожидкостному сепаратору. Отпарка вызывает разрушение эмульсий и разделение их на отдельные компоненты, как описано в патенте США № 4,938,876, включенном данной ссылкой в настоящее описание; легкие фракции отводят из верхней зоны аппарата в конденсатор и затем в сборник конденсата. Конденсат при отстаивании образует нижний водный слой и верхний углеводородный слой. Оба этих слоя можно возвращать в цикл или удалять из системы.

Большая часть потока сырой нефти и разбавителя или растворителя остается не испаренной и содержит разрушенные эмульсии, так что компоненты смеси можно разделить механическим способом, например, путем пропускания смеси через один гидроциклон или несколько последовательных гидроциклонов. При прохождении через гидроциклон тяжелые компоненты опускаются вниз, к оконечности устройства меньшего диаметра, а легкие перемещаются к центру и далее вдоль оси аппарата, выходя через оконечность большего диаметра. В альтернативном варианте поток жидкой фазы из аппарата отпарки можно направлять в центрифугу непрерывного действия. Система гидроциклонов может быть выполнена в двухстадийном варианте, при этом на первой стадии отделяются твердые примеси, а на второй - вода. Твердые компоненты, отделяемые на первой стадии, содержат некоторые жидкие загрязнения, которые можно удалить путем промывки твердой фазы в центрифуге непрерывного действия водой, содержащей моющие средства, с возвратом про мывных вод на начальную стадию процесса. Очищенные твердые вещества можно удалять без вреда для окружающей среды и использовать, например, в качестве добавок при производстве цемента, в качестве твердого топлива или для планировки местности.

Вода, отделенная на второй стадии гидроциклонного разделения, содержит растворимые соли, содержавшиеся в сырой нефти, и может быть направлена в качестве солевого раствора в известные системы обработки рассолов.

Растворенные газы, поступающие в систему с сырой нефтью, выделяются из нее на стадии отпарки, и их следует сбрасывать из сборника конденсата с помощью дроссельного клапана. Вопрос о применении соответствующего способа переработки отходящих газов решается в зависимости от содержания газа в нефти.

Это физическое разделение компонентов и извлечение сырой нефти из разделенных компонентов улучшается путем второго введения разбавителя или растворителя в сырую нефть. Это второе введение приводит к дальнейшему понижению удельного веса нефти относительно удельного веса воды, обеспечивая упрощение разделения и повышение его полноты. В этом случае количество вводимого разбавителя также определяют, исходя из содержания нефти в потоке сырой нефти; при повторном введении количество разбавителя составляет от приблизительно 5% (объемных) до приблизительно 20% (объемных), предпочтительно от приблизительно 7% (объемных) до приблизительно 15%. Это количество входит в верхний предел содержания разбавителя, указанный выше.

Если поток сырой нефти, обработанный, как описано выше, содержит большое количество асфальтов, асфальтенов, смол и т.п., в том числе высококипящие серосодержащие соединения и тяжелые металлы в виде комплексов (хелатов) в некоторых асфальтах и смолах, в него вводят еще одну дозу легкого углеводородного растворителя. Для удаления этих загрязнений после первоначальной стадии отпарки сырую нефть компримируют до избыточного давления от приблизительно 50 фунтов на кв. дюйм до 500 фунтов на кв. дюйм (3,5-17,5 кг/см²). К нефти добавляют углеводородный растворитель, соответствующий вышеприведенному описанию, но предпочтительно пропан, бутан, изобутан, пентан или гексан для практически полного растворения сырой нефти при температуре от приблизительно 100°Р до 200°Р (38-93°С) с образованием однофазной смеси нефти с растворителем. На этой второй стадии разбавления количество вводимого разбавителя в 2-8, предпочтительно в 2-5 раз превышает количество сырой нефти в потоке. Предпочтительно следует применять минимальное количество разбавителя, обеспечивающее практически полное растворение нефти, по соображениям уменьшения эксплуатационных затрат и необ ходимой производительности оборудования. При температурах, приближающихся к критической температуре растворителя, последний обеспечивает лишь частичное растворение. В зависимости от конкретного примененного растворителя, критическая температура лежит в пределах от приблизительно 220 до 500°Р (104260°С). Как указано выше, можно использовать смеси растворителей, так что соответствующую температуру легко подобрать опытным путем. В варианте использования способа в полевых условиях при устье скважины в качестве растворителей, помимо вышеуказанных, можно использовать промысловый газовый бензин или сжиженный природный газ. Для достижения необходимой частичной растворимости сырой нефти давление жидкости следует поддерживать на уровне выше критического, но практически близком к нему.

Раствор нагревают под давлением до температуры приблизительно на 5-25°Р (на 3-14°С) ниже критической температуры, при которой необходимая фракция сырой нефти выпадает в осадок. Эта осажденная фракция может составлять от приблизительно 10% (объемных) до приблизительно 35% (объемных) сырой нефти, в зависимости от состава последней. Качество оставшейся сырой нефти (экстракта) тем выше, чем больше доля осажденной фракции (рафината). Качество рафината понижено и обычно близко к качеству низкосортного жидкого топлива или сырья для газификации либо асфальта или строительного материала. Рафинат может быть использован в полевых условиях в качестве топлива для теплоснабжения данного процесса или иного промыслового оборудования. Сырая нефть-экстракт даже после извлечения растворителя пригодна для транспортирования по трубопроводу и/или в танкерах и имеет существенно повышенную ценность с точки зрения более широкого разнообразия способов переработки в заводских условиях.

Операции растворения и осаждения целесообразно выполнять в противоточной системе, при этом сырую нефть и раствор в растворителе подают с более холодной стороны контактного оборудования, и обедненный нефтью растворитель подают также с более холодной стороны. Соотношение количеств растворителя и сырой нефти, указанное выше, устанавливают с помощью регулирования скоростей потоков на входе экстракционной колонны непрерывного действия. Обогащенный сырой нефтью растворитель выходит из этого аппарата с более нагретой его стороны, причем тепло подводят вблизи выходной стороны. Нагревание обогащенного раствора приводит к понижению растворимости более тяжелых компонентов сырой нефти и вызывает осаждение таких компонентов и стекание их обратно к более холодной оконечности аппарата. Этот процесс удобно проводить в вертикальной колонке, снабженной перегородками, при этом обогащенный растворитель отводят из верхней зоны, а обедненный растворитель вводят снизу, сырую же нефть подают в нижнюю треть колонны. Рафинат отводят из нижней зоны колонны.

После проведения экстрагирования растворителем и осаждения образуются два выходных потока - поток растворителя, обогащенного сырой нефтью, содержащий от приблизительно 2 объемов до приблизительно 8 объемов растворителя на один объем растворенной сырой нефти, и остаток после экстрагирования нефти, содержащий от 5% (объемных) до 50% (объемных) растворителя. Растворитель удаляют из целевого экстракта сырой нефти предпочтительно путем обычной отдувки паром или путем разделения фаз при температуре, близкой к критической. Выделенный растворитель возвращают в цикл. Остаточный растворитель становится одним из ценных компонентов сырой нефти. Предпочтительно использовать один и тот же растворитель на обеих стадиях введения растворителя, однако возможно использование различных растворителей, которые на стадии рецикла смешиваются.

Рафинат после экстракции растворителем представляет собой тяжелую жидкость, которую можно подвергнуть отдувке паром для практически полного удаления растворителя и возврата его в цикл. Остаток после отдувки можно передавать на последующую обработку, как указано выше. Если этот остаток содержит значительные количества тяжелых металлов, то их можно удалить путем противоточной экстракции водой, содержащей ЭДТА, нитрилтриуксусную кислоту или фталодинитрил.

Стадии отдувки паром и регенерации растворителя хорошо известны в технике, и в основу их аппаратурного оформления и режима работы могут быть положены критерии процессов отделения асфальтенов от сырой нефти.

Пары растворителя, получаемые на стадии отдувки паром, естественно, содержат воду, которая отделяется в процессе конденсации. Эту воду можно возвращать в цикл. Получаемый экстракт сырой нефти не содержит воды и загрязнений. Он имеет пониженный удельный вес, значительно пониженную вязкость, низкое содержание натрия, низкое содержание осадка, низкое коксовое число, значительно пониженное содержание тяжелых металлов и пониженное содержание серы. Эта сырая нефть повышенного качества имеет гораздо более высокую ценность по сравнению с исходной сырой нефтью и находится в состоянии, обеспечивающем успешную переработку в заводских условиях.

Сущность вышеописанного изобретения более полно иллюстрируется рассмотрением нижеследующих примеров в сочетании с прилагаемыми рисунками, предназначенными для более подробного описания нескольких вариантов осуществления изобретения. Настоящее изобретение является усовершенствованием технического решения, описанного в патенте США № 4,938,876, который этой ссылкой включен в настоящее описание, и обеспечивает особые преимущества при обработке сырой нефти перед ее передачей на заводскую переработку или даже до поступления ее на нефтеперерабатывающее предприятие. Сырая нефть может поступать на обработку в соответствии с описываемым способом у устья скважины, в случае необходимости в том состоянии, в котором ее извлекают из скважины, либо из хранилищ нефтепромысла, либо в систему предварительной обработки на самом нефтеперерабатывающем предприятии. Способ в соответствии с настоящим изобретением весьма удобен для модульной компоновки и, таким образом, может быть осуществлен с использованием лишь тех вариантов, которые необходимы для обработки конкретного типа сырой нефти и достижения конкретных требуемых результатов. Как указано выше, предложенное усовершенствование включает добавление к сырой нефти разбавителя или растворителя с целью понижения ее вязкости и удельного веса перед отпаркой и разрушением эмульсий. Разбавитель способствует более четкому отделению сырой нефти от водной фазы разрушенной эмульсии. За разрушением эмульсий следует повторное добавление разбавителя с целью дополнительного повышения эффективности извлечения поддающегося переработке материала из сырой нефти. Если необходимо удаление из сырой нефти асфальтенов, то на стадии повторного введения требуется увеличенное количество растворителя для растворения асфальтенов с последующим их осаждением без загрязнения окружающей среды другими вредными веществами.

Добавляемый углеводород, как правило, выбирают из группы, включающей углеводороды С₄-С₇, толуол или другие низшие ароматические углеводороды, керосин, ароматические дистилляты или даже промысловый газовый бензин, получаемый у устья скважины, где проводят обработку, либо их смеси. Как правило, при первом введении выбранного углеводорода его добавляют к сырой нефти в количестве от приблизительно 10% до приблизительно 50% ее объема либо одновременно, либо с распределением между двумя местами ввода. Это количество разбавителя, предпочтительно от 15% (объемных) до 20% (объемных), добавляют с расчетом на понижение вязкости до значения менее приблизительно 50 сП, предпочтительно до 15 сП, наиболее предпочтительно до значения в пределах от приблизительно 1 сП до приблизительно 5 сП, для упрощения процессов разделения после отпарки. Кроме того растворитель служит для понижения удельного веса масляной фазы, что также способствует ее отделению от водной фазы.

Дополнительный разбавитель вводят после стадии отпарки для улучшения отделения других компонентов сырой нефти без существенного загрязнения окружающей среды. Нижеследующее рассмотрение трех вариантов осуществления настоящего изобретения служит для демонстрации его принципов сведущим специалистам и для освещения, но не ограничения, возможных модификаций и применений изобретения.

Пример 1.

Способ в соответствии с настоящим изобретением более понятен при рассмотрении этого примера со ссылками на фиг. 1. Тяжелую сырую нефть, содержащую эмульсии, которые могут содержать также неорганические соли, из источника А через простое фильтрующее устройство 10, предназначенное для удаления крупнозернистых загрязнений 12 (камней, осколков породы и т.п.), подают с помощью насоса 14 в линию 16. Легкий углеводородный разбавитель (например, легкий светлый дистиллят) из хранилища Ό вводят по линии 18 с помощью насоса 20 в поток сырой нефти, подаваемый насосом 14, в количестве от 10% до 20% объема сырой нефти. Насосы 14 и 20 обеспечивают необходимое постоянное избыточное давление потока смеси сырой нефти с разбавителем в пределах от приблизительно 100 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 350 фунтов на кв. дюйм (7-25 кг/см²). Добавление легкого углеводорода вызывает понижение вязкости смеси, упрощая тем самым прокачивание сырой нефти через систему, и понижает удельный вес масляной фазы, обеспечивая улучшение разделения после разрушения эмульсий. Введение небольших количеств (от приблизительно 100 частей до 1000 частей на млн) необязательных добавок, например, химических деэмульгаторов, хелатообразующих агентов и нейтрализующих реагентов, показано на схеме позициями 22. Смесь, содержащая сырую нефть, проходит через проточный смеситель 24, который служит для эффективного перемешивания эмульсии сырой нефти, разбавителя и добавок (в случае присутствия последних). Типичным примером устройства такого рода является смеситель типа ΚΕΝ1С8. Затем хорошо перемешанный поток проходит через теплообменник 26, где он отнимает тепло от конденсирующихся паров, выходящих из испарительной камеры 32 и колонны отпарки 82. После подогрева поток проходит через дополнительный нагреватель 28, где его температура повышается до заданного значения, которое может быть в пределах от приблизительно 275°Р до приблизительно 400°Р (135-205°С). Подачу тепла в дополнительный нагреватель 28 осуществляют от независимого источника тепла, используя, например, пар или горячую нефть. Поток перемешанной, нагретой и находящейся под давлением сырой нефти пропускают через дросселирующее устройство 30 и вво дят в испарительную камеру 32, при этом давление понижается до заданного уровня, обеспечивающего быстрое испарение необходимой фракции поступающего на отпарку материала и разрушение эмульсий. Эта стадия отпарки, предназначенная для разрушения эмульсий, более подробно описана в вышеупомянутом патенте № 4,938,876. Пары воды и легких углеводородов в количестве от 5 до 20% от поступающего на отпарку потока отводят из испарительной камеры по линии 34 в линию 36, пропускают через теплообменник 26 для передачи тепла входному потоку и вводят в холодильник 37, где происходит конденсация с образованием жидких воды и углеводородов, которые поступают в сборник 38. Отделяющуюся воду отводят из нижней части сборника 38 по линии 40, а углеводородную фазу меньшей плотности отводят по линии 42 и подают в хранилище Ό разбавителя. Небольшое количество неконденсирующихся газов выводят из сборника 38 по линии 44 через дроссельный клапан 46. Этот клапан 46 регулирует давление в испарительной камере 32 и косвенно регулирует температуру жидкости в последнем. Как правило, температуру в испарительной камере 32 поддерживают предпочтительно в пределах от приблизительно 210 до 260°Р (99-127°С) путем поддержания избыточного давления в пределах от приблизительно 5 фунтов на кв. дюйм до приблизительно 50 фунтов на кв. дюйм (0,35-3,5 кг/см²). В альтернативном варианте, когда конденсация паров происходит при низком давлении, можно поддерживать абсолютное давление в пределах от 2 фунтов на кв. дюйм до 10 фунтов на кв. дюйм (0,15-0,7 кг/см²), при этом температура находится в пределах от 120°Р до приблизительно 200°Р (49-99°С), а конденсат откачивают или выпускают через барометрический затвор.

Смесь жидких и твердых компонентов, которую отводят из нижней части испарительной камеры 32 по линии 48, смешивают с дополнительным количеством разбавителя, составляющим от приблизительно 10% до приблизительно 30% (объемных) от количества содержащейся в потоке сырой нефти. Этот дополнительный разбавитель подают в точку 50 с помощью линии 52. После смешения в смесителе 54 смесь подают с помощью насоса 56 в гидроциклон 58 типа Эаапбсг № 1. Небольшое количество смеси твердых компонентов (от 5 до 20 мас.%) с водой выходит из гидроциклона 58 через его нижнюю оконечность уменьшенного диаметра в виде тяжелого потока по линии 60, а преобладающая часть жидкости выходит через верхнюю оконечность гидроциклона 58 увеличенного диаметра в виде более легкого потока по линии 62. Обычно применяют батарею из нескольких параллельно работающих гидроциклонов. Суспензию твердых компонентов по линии 60 подают во второй гидроциклон 64 типа Эаапбсг № 2. Предварительно эту суспензию смешивают с промывочной жидкостью для извлечения остаточных количеств нефти из отходов, состоящих из песка и других твердых веществ. В качестве промывочной жидкости обычно применяют воду с некоторым количеством поверхностноактивного агента. Эту жидкость подают по линии 66 и используют для смешивания смеситель 68. Отмытые от нефти твердые вещества отводят из гидроциклона 64 по линии 70 для удаления или, в альтернативном варианте, для использования в качестве топлива при производстве пара либо для превращения в асфальт или кокс. Промывную жидкость из второго гидроциклона 64 отбирают по линии 72 для возвращения на вход насоса 56, где ее используют в качестве относительно незначительной доли потока, подаваемого в гидроциклон 58.

Осветленную жидкую фракцию, отбираемую из верхней зоны гидроциклона 58 по линии 62, подают в третий гидроциклон 74, который служит для отделения воды от сырой нефти и ее обессоливания. Засоленную воду сбрасывают в отходы по линии 76, а обезвоженную нефть отводят из гидроциклона 74 в качестве основного потока по линии 78. Эту нефть подогревают в теплообменнике 80, используя независимый источник тепла, например, пар или горячую нефть, и подают в колонну 82 отдувки разбавителя через дроссельный клапан 84. Часть входящего потока, в основном, низкокипящий разбавитель, быстро испаряется при входе в колонну, а остальное количество стекает вниз по нескольким перегородкам (тарелкам) в нижнюю часть колонны, где осуществляют ее циркуляцию по контуру, включающему линию 86, насос 88 и нагреватель 90, при этом образуются пары, которые поднимаются по колонне 82 в противотоке с жидкостью. Остаточную кубовую фракцию отводят из колонны 82 по линии 86 и далее по линии 92 в качестве целевого продукта очищенной, обезвоженной и обессоленной нефти, имеющей повышенную ценность в качестве сырья для заводской переработки.

Верхний погон из отдувочной колонны 82 проходит через внутренний конденсатор 94, где происходит его частичная конденсация с образованием флегмы, возвращающейся в колонну 82. Далее оставшиеся пары подают в линию 36, где их объединяют с парами разбавителя, поступающими по линии 34, и конденсируют в теплообменниках 26 и 37 для возврата в хранилище Ό разбавителя через сборник 38 по линии 42. Пары, выходящие из верхней зоны отдувочной колонны 82, частично конденсируются в дефлегматоре 94, образуя достаточное количество флегмы, поступающей в колонну выше места подачи исходного материала, для предотвращения загрязнения возвратного разбавителя высококипящими компонентами сырой нефти. В идеальном случае система должна находиться в равновесии так, чтобы исключались потери легких компонентов разбавителя с потоком тяжелого продукта.

В качестве альтернативы для обработки твердых компонентов после промывки вместо второй батареи гидроциклонов 64 можно использовать центрифугу, например, выскоскоростную горизонтальную дисковую центрифугу. Оборудование такого типа поставляют, например, фирмы Флотвег (Р1ой^ед), ВеронезиЦУегоиеа) и Альфа-Лаваль (Айа Ьауа1). Преимуществом такого решения является повышенное содержание твердых веществ в осадке, однако его реализация требует некоторого повышения затрат.

Пример 2.

В этом примере описан способ повышения качества сырой нефти, которая после добычи содержит значительные количества твердых веществ в виде асфальтов. Ход работы по этому способу ясен из нижеследующего описания другого предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения, представленного на фиг. 2. Загрязненную сырую нефть, содержащую также эмульсии, из источника А пропускают через систему сетчатых фильтров 10 для удаления крупнокусковых примесей, например, обломков горных пород и другого постороннего мусора; отделенные отходы удаляют по линии 12, как описано в примере 1. Отфильтрованную сырую нефть подают с помощью насоса 14 в линию 16 под избыточным давлением на выходе насоса от 150 фунтов на кв. дюйм до 200 фунтов на кв. дюйм (10-14 кг/см²). Поток соответствующего разбавителя дозируют из хранилища Ό и вводят в поток сырой нефти по линии 18 с помощью насоса 20. Количество разбавителя, непрерывно вводимое в сырую нефть, составляет от приблизительно 10% (объемных) до приблизительно 50% (объемных) по отношению к нефти, содержащейся в сырье; разбавитель вводят под давлением, несколько превышающим давление сырой нефти в линии. Непосредственно перед введением разбавителя или, предпочтительно, непосредственно после его введения добавляют в случае необходимости другие добавки по линии 22 в линию 16, например, химический деэмульгатор (применяемый в небольших количествах) и нейтрализующий агент (например, 20%-ный раствор каустической соды, известковое молоко или раствор кальцинированной соды, или водный раствор аммиака). Можно вводить также эффективные хелатообразующие агенты, например, ЭДТА. Назначение и функции этих добавок хорошо известны и описаны ранее, а также подробно сформулированы в патенте США № 4,938,876.

Сырую нефть, разбавитель и другие добавки эффективно перемешивают путем пропускания потока через смеситель 24, а затем смесь пропускают через теплообменники 26 и 28, где ее нагревают до температуры от приблизительно 250 до 350°Р (120-177°С). Точное значение температуры нагрева можно регулировать с помощью дополнительного нагревателя 28. Этот нагреватель обеспечивает такую температуру смеси, при которой после снижения давления в дроссельном клапане 30 в испарительной камере происходит быстрое испарение приблизительно 10% содержащейся в смеси жидкости. Например, при дросселировании давления от 200 фунтов на кв. дюйм до выходного значения 50 фунтов на кв. дюйм (от 14 до 3,5 кг/см²) происходит испарение некоторых легких компонентов разбавителя и частичное испарение воды. Это обеспечивает частичное испарение каждой капли дисперсной фазы в эмульсии с образованием сравнительно большого объема пара; таким образом, происходит разрушение эмульсии. Кроме того возможно, а в некоторых случаях желательно сбрасывать давление до более низкого значения, например, до абсолютного давления в 5 фунтов на кв. дюйм (0,35 кг/см²); достигаемое при этом преимущество состоит в испарении некоторых нежелательных компонентов сырой нефти, например, бензола или низших меркаптанов. Пары, образующиеся в испарительной камере 32, отводят через паровую линию 34 в линию 36 через теплообменник 26, где происходит их конденсация в воду и жидкий разбавитель, при которой выделяется некоторое количество тепла, необходимого для подогрева входящей в систему смеси нефти с разбавителем. Необходимое дополнительное охлаждение обеспечивают с помощью холодильника 37. Конденсированные жидкости (вместе с некоторым количеством неконденсирующихся газов) поступают в отстойник 38, из нижней части которого воду отводят по линии 40; извлеченный разбавитель сливают по линии 42, а неконденсирующиеся газы сбрасывают из верхней части отстойника по линии 44, используя дроссельный клапан 46. Газы, выводимые через линию 44, подвергают очистке или сжиганию в соответствии с требованиями по защите окружающей среды.

Смесь, содержащую сырую нефть, отводят из испарительной камеры 32 по линии 48 с помощью насоса 56 и направляют в гидроциклон 58, в котором происходит разделение потока высокой плотности, содержащего твердые компоненты, суспендированные в небольшом количестве воды, и основного потока меньшей плотности, содержащего нефть и разбавитель, который отбирают из верхней части гидроциклона по линии 62. Суспензию твердых компонентов отводят из гидроциклона 58 по линии 60 и подвергают дальнейшей обработке во втором гидроциклоне 64 меньшей производительности после предварительного введения небольшого количества промывочного раствора моющего средства по линии 66 и перемешивания в смесителе 68. Моющее средство служит для отмывки остаточной нефти, сорбированной на твердых компонентах суспензии, в процессе прохожде ния последней через гидроциклон 64. Таким образом, твердые компоненты выгружают по линии 70 в виде относительно чистой суспензии в воде. Промывные воды, содержащие остаточную нефть, отводят из верхней части гидроциклона 64 по линии 72 и возвращают в цикл.

Вода, выходящая по линии 70 в составе суспензии, и вода, выходящая из отстойника 38, составляют основные выходные потоки воды, поступающей в систему в виде острого пара (в случае его использования) или с сырой нефтью. При желании суспензию твердых компонентов, отводимую по линии 70, можно обработать на высокоскоростной дисковой или горизонтальной центрифуге, получая почти сухие твердые отходы и прозрачную воду. Согласно другому варианту, суспензию твердых веществ можно направлять на отстаивание в соответствующем резервуаре. Одним из возможных способов утилизации твердых отходов является их сжигание для получения необходимого для работы системы тепла в полевых условиях.

Основной поток смеси нефти с разбавителем отводят из гидроциклона 58 по линии 62 и смешивают с относительно большим количеством дополнительного разбавителя, который вводят в точке 50 по линии 52 и смешивают в линии 62 с потоком, отбираемым из гидроциклона 58. С целью регулирования температуры поток разбавителя, подаваемого по линии 52, можно охлаждать, используя холодильник 53. Количество дополнительного разбавителя (растворителя) может составлять от приблизительно 2 до приблизительно 4 объемов по отношению к содержащейся в потоке нефти. Эту новую смесь (которая может быть в случае необходимости подвергнута перемешиванию в дополнительном проточном смесителе) направляют в устройство 63 регулирования температуры, где температуру смеси осторожно доводят до значения, отстоящего на 5-25°Р (2,8-13,9°С) от критической температуры разбавителя. Это значение зависит от конкретного состава смеси, но, вероятнее всего, лежит в пределах от 160°Р до 190°Р (71-88°С). Через непродолжительное время наименее растворимые тяжелые компоненты сырой нефти выпадают в осадок в виде твердых или полутвердых веществ, и их отделяют в гидроциклоне 74; твердые вещества выгружают по линии 76, а легкий раствор нефти отводят по линии 77. Твердые вещества и тяжелые компоненты нефти поступают в колонну 100 для отдувки паром, по которой они движутся в противотоке с потоком пара, вводимого по линии 102 и поднимающегося по колонне 100 к верхнему выходу, откуда по линии 104 отводят поток, содержащий пары разбавителя и неконденсированный водяной пар. Из нижней части колонны 100 по линии 106 отводят кубовую фракцию, состоящую из практически безводного жидкого материала типа асфальта с высоким содержанием углерода и тяжелых металлов. При надлежащем выборе температуры в нагревателе 63 и состава подаваемого материала можно получить в качестве упомянутой кубовой фракции, отбираемой по линии 106, относительно высококачественный товарный асфальт.

Нефтесодержащую фазу, отбираемую из верхней части гидроциклона 74 по линии 77, пропускают через второй нагреватель 80, в котором температуру раствора повышают до значения, при котором из него выпадает дополнительное количество твердых или полутвердых компонентов. Этот осадок отделяют в гидроциклоне 110; он также обогащен углеродом и тяжелыми металлами, но содержание этих веществ в нем не так высоко, как в асфальте, отбираемом из отдувочной колонны 100 по линии 106. Во многих случаях суммарное количество фракций сырой нефти, отбираемых по линиям 106 и 118, может составлять от приблизительно 15 до приблизительно 30% объема исходной тяжелой сырой нефти. В идеальном случае суммарное количество твердых материалов можно отрегулировать таким образом, чтобы их топливный эквивалент не превышал количества топлива, необходимого для работы установки добычи тяжелой сырой нефти (производства пара и т.д.); таким образом обеспечивается автономность эксплуатации оборудования в полевых условиях.

В линию 77 можно включить насос в случае, если давление потока, поступающего в эту линию, недостаточно для эффективной работы гидроциклона 110. Из гидроциклона 110 осаждающийся смолистый материал удаляют снизу по линии 112, подают в отдувочную колонну 114, в которую отдувочный пар поступает по линии 116, и отбирают не содержащую разбавителя кубовую фракцию по линии 118 и верхнюю фракцию регенерированного разбавителя сверху по линии 120, откуда разбавитель возвращают в цикл через линию 36, теплообменникиконденсаторы 26 и 37 и хранилище Ό.

Асфальтоподобные и смолистые материалы, отбираемые по линиям 76 и 112, имеют чрезмерно высокое содержание тяжелых металлов (например, никеля и ванадия), препятствующее их использованию в качестве топлив. Необязательная дополнительная стадия состоит в смешении одного или обоих упомянутых потоков с соответствующим количеством воды (приблизительно 2:1 по объему), содержащей в концентрации от 2 до 5% хелатообразующий агент, например, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТА) в виде частичной натриевой соли. Смесь интенсивно перемешивают в течение от 2 до 20 мин при температуре в диапазоне от 80 до 180°Е (27-82°С), затем подвергают разделению в соответствующем оборудовании, например, в дополнительном гидроциклоне, из которого отбирают углеводородную фазу. Водную фазу, содержащую преобладающее количество тяжелых металлов, направляют в установку водоочистки для удаления металлов известными способами. Углеводороды в этом случае более пригодны для использования в качестве топлива.

Деасфальтированную смесь нефти с растворителем, которую отбирают из гидроциклона 110 по линии 122, направляют в концевой теплообменник 124, который служит подогревателем для концевой колонны 126 отдувки разбавителя (растворителя). В систему включена камера 128 предварительного испарения, которая служит для отвода некоторого количества паров разбавителя по линии 130 до поступления основного потока в колонну 126 отдувки по линии 131. Смесь после предварительного испарения подают по линии 131 в колонну 126, где она, проходя вниз по колонне, контактирует в противотоке с паром, поступающим по линии 132, после чего выходит из колонны через нижний спуск по линии 134 и далее по линии 136 поступает в хранилище готового продукта, при необходимости через холодильник 138, в виде высококачественной тяжелой сырой нефти, готовой к заводской переработке.

Пары, проходящие вверх по колонне отдувки, частично охлаждают с помощью змеевика 140 для образования флегмы в количестве, достаточном для предотвращения потери продукта с парами, выходящими из колонны 126 по линии 36. Пары, выходящие по линиям 36, 130, 104 и 34, объединяют, и возвратный разбавитель направляют в хранилище Ό.

Пример 3.

Этот пример иллюстрирует осуществление настоящего изобретения в случае работы с сырой нефтью, содержащей значительные количества асфальтенов и солей.

Как показано на фиг. 3, тяжелую сырую нефть, поступающую в систему из источника А, пропускают через сдвоенный фильтр 10 грубой очистки, который служит для удаления грубозернистых твердых примесей 12, которые могут засорять трубопроводы. После прохождения через фильтр 10 сырая нефть поступает в смеситель 15, где ее смешивают с разбавителем 18, добавляемым к ней в количестве от приблизительно 5% (объемных) до приблизительно 35% (объемных) с целью понижения вязкости нефти для упрощения дальнейшей работы с ней. Предпочтительно вводят от приблизительно 5% (объемных) до приблизительно 10% (объемных) легкого дистиллята; такое количество достаточно для понижения вязкости до приблизительно 4 сП. Кроме того добавляют от 5% (объемных) до 10% (объемных) обессоленной воды 13, которая служит растворителем для неорганических солей. Нефть эффективно перемешивают с этими добавками в смесителе 15, снабженном мешалкой 15а.

Затем смесь с помощью насоса 14 подают в линию 16 под избыточным давлением от 150 фунтов на кв. дюйм до 200 фунтов на кв. дюйм (10,5-14 кг/см²). К отфильтрованной и компримированной нефти можно добавлять по линии 22 также небольшие количества нейтрализующих реагентов, деэмульгаторов и хелатообразующих агентов, как описано в патенте США № 4,938,876. Эти добавки не являются обязательными, и их применение зависит от требований к качеству обработки конкретной разновидности сырой нефти, что хорошо известно специалистам. В случае необходимости добавки используют в незначительных количествах, например, от 50 частей на млн до 500 частей на млн. Для эффективного перемешивания этих добавок с нефтью в систему включен проточный смеситель 24.

Затем поток сырой нефти нагревают до температуры от приблизительно 300°Р до приблизительно 350°Р (150-177°С). Необходимое тепло нефть получает в теплообменнике 26 и/или теплообменнике 28. В альтернативном варианте нагрев можно производить путем введения в поток нефти острого пара с помощью сопла. Затем нагретую нефть под давлением пропускают через дросселирующее устройство 30 отпарки, которое может представлять собой регулируемое сопло Вентури, и подают в испарительную камеру 32 под избыточным давлением порядка от 15 фунтов на кв. дюйм до 75 фунтов на кв. дюйм (1,0-5,2 кг/см²) таким образом, чтобы обеспечить быстрое испарение не менее 5% воды и растворителя (легкого дистиллята), содержащихся в смеси. При этом происходит разрушение эмульсий, дисперсная фаза которых содержит легкие компоненты. В данном конкретном примере избыточное давление понижают до 50 фунтов на кв. дюйм (3,5 кг/см²). Пары, выходящие из испарительной камеры 32 по линии 34, пропускают через конденсатор 200, охлаждаемый водой или воздухом, в котором происходит практически полная конденсация их в жидкие углеводороды (в том числе разбавитель) и воду. Конденсат стекает в приемник 202, где происходит разделение углеводородной и водной фаз. Неконденсирующиеся пары (например, азот, метан, сероводород и диоксид углерода) сбрасывают через обратный клапан 204. Эти газы направляют на извлечение паров, очистку или на сжигание.

Нефтяную и водную фазы после разделения в отстойнике 202 раздельно сливают из последнего. Нефтяную фазу возвращают в испарительную камеру 32 по линии 206, а водную фазу отводят по линии 208 для соответствующей очистки или, в альтернативном варианте, для возвращения в смеситель 15. Основная масса исходного материала остается в нижней части испарительной камеры 32 и поступает самотеком по линии 48 к насосу 56 высокого давления, с помощью которого доводят давление потока до значения в диапазоне от 400 фунтов на кв. дюйм до 500 фунтов на кв. дюйм (28-35 кг/см²), достаточного для прохождения потока через два последовательных гидроциклона и обеспечения необходимого рабочего давления в последующей экстракционной установке. Поток сырой нефти от насоса 56 поступает на тангенциальный вход первого гидроциклона 58, из которого отделенные твердые компоненты в виде концентрированной суспензии выгружают снизу по линии 60, а очищенную жидкость отводят из верхней части по линии 62 и направляют во второй гидроциклон 74 для отделения воды. Из нижней части гидроциклона 74 отводят по линии 76 небольшое количество засоленной воды, содержащее практически все соли, введенные в систему с сырой нефтью. Сырую нефть вместе с небольшим количеством разбавителя, не содержащую воды, солей и твердых примесей, отводят из гидроциклона 74 по линии 77.

Твердые примеси, отделенные в первом гидроциклоне 54 и выведенные из него по линии 60, можно отмыть от нефти и превратить, таким образом, в безвредные отходы путем добавления воды и моющего средства из линии 66, смешения в смесителе 68 и использования гидроциклона 64, в который через его тангенциальный вход подают по линии 60 суспензию твердых примесей в воде, смешанную в смесителе 68 с небольшим количеством моющего средства, подаваемого по линии 66. Центробежная сила, действующая на суспензию в гидроциклоне 64, вызывает смывание нефти с твердых примесей, которые можно выгружать в достаточно чистом состоянии, пригодном для окончательного отделения от воды, по линии 70. Небольшое количество промывных вод из гидроциклона 64, содержащих нефть, отводят через верхний вывод 71; они могут быть возвращены в цикл путем подачи на вход насоса 56.

Основной поток сырой нефти отводят из гидроциклона 74 по линии 77 и подают с постоянной скоростью в противоточный экстрактор 210; в данном конкретном примере в качестве экстрактора использован ротационно-дисковый смеситель (РДС). Сырую нефть подают в многоступенчатый экстрактор 210 на уровне одной трети его высоты от низа, а растворитель в количестве от 3 до 5 объемов на один объем сырой нефти подают в нижнюю часть по линии 52. Температуру растворителя - смеси нормальных бутана и пентана, подаваемой из хранилища Ό в линию 52, повышают с помощью нагревателя 212 таким образом, чтобы температура смеси растворителя с экстрагированной сырой нефтью была приблизительно на 50-100°Р (28-56°С) ниже критической температуры смеси растворителей, в данном случае в пределах между 250 и 300°Р (150-177°С). Растворитель, содержащий экстрагированную сырую нефть, проходит через экстрактор 210 в направлении снизу вверх в противотоке с потоком тяжелых компонентов. Вращающиеся диски смесителя 210 служат для обеспечения контакта между восходящим потоком растворителя и опускающимися каплями тяжелой фракции. Вращающиеся диски отбрасывают дисперсную фазу к стенкам смесителя, в то время как перегородки тороидальной формы направляют капли этой фазы обратно в сторону центра колонны, на диски ниже расположенных отсеков аппарата. Таким образом, каждый отсек, содержащий диск и пару перегородок, как известно специалистам, представляет собой одну ступень экстрактора. Вблизи верхней зоны колонны 210 часть потока фазы растворителя отводят из колонны и после пропускания через теплообменник 214 с целью повышения температуры растворителя приблизительно на 20°Е (11°С) возвращают в колонну выше места отбора. В качестве теплоносителя в теплообменнике 214 можно использовать пар. Это повышение температуры растворителя приводит к тому, что растворимость ранее экстрагированной сырой нефти понижается, и она, выделяясь из раствора, образует возвратный поток дисперсной фазы, стекающий вниз по колонне. Количество выделяющейся сырой нефти можно точно регулировать, задавая температуру, до которой подогревают растворитель в теплообменнике 214. В данном примере приблизительно 20% сырой нефти выделяется в виде асфальтоподобного материала, а 80% остается в растворе, который выводят из колонны 210 по линии 216, снова подогревают приблизительно до 400°Е (204°С) в теплообменнике 218 при кратковременном контакте, дросселируют давление потока с помощью клапана 220 до избыточного давления приблизительно 100 фунтов на кв. дюйм (7 кг/см²) и вводят в камеру 222 предварительного испарения, откуда значительную часть растворителя отводят в виде паров по линии 224. Жидкая смесь, содержащая сырую нефть и остаточный растворитель поступает в линию 226, по которой ее подают в отдувочную колонну 228. Растворитель извлекают из сырой нефти путем введения в нижнюю часть колонны 228 острого пара по линии 230. Сырую нефть, уносимую с парами растворителя, улавливают в обратном холодильнике 232 (в данном примере используют непрямое водяное охлаждение) и возвращают в колонну в виде флегмы. Пары отводят по линии 234, объединяют с парами, поступающими по линиям 224 и 242, в линии 36 и через холодильники 26 и 37 направляют в отстойник 38, откуда воду удаляют по линии 40, а растворитель возвращают по линии 42 в хранилище Ό.

Сырую нефть, содержащую асфальты, накапливающуюся в нижней части ротационнодискового смесителя 210, отводят по линии 236 и подают в колонну 238 отдувки растворителя, рассчитанную на работу при достаточно высокой температуре (приблизительно 300°Е или 150°С) для обеспечения достаточно низкой вязкости материала, стекающего вниз по колонне. Отдувочный пар вводят по линии 239 в нижнюю часть колонны, а выделяющиеся пары растворителя отводят из верхней ее части по линии

242, в которую включен дроссельный клапан

243, так что пары после сброса давления можно объединять с другими парами возвратного растворителя в линии 36. Пары, проходящие по линии 36, отдают некоторое количество тепла в теплообменнике 26, а затем их конденсируют в водоохлаждаемом конденсаторе 37. Конденсат отводят по линии 36 в сборник 38, откуда водный слой отводят по линии 40. Эту воду можно также возвращать в цикл, добавляя ее в смеситель 15. Регенерированный растворитель отводят по линии 42 и возвращают в хранилище Ό растворителя. Неконденсирующиеся пары из сборника 38 отводят через обратный клапан 46 в установку очистки выбросов (факел, скруббер, абсорбер и т.п.).

Асфальтовую фракцию сырой нефти после отдувки растворителя выгружают из нижней части отдувочной колонны 238 по линии 240 для соответствующей последующей обработки. Этот материал может содержать значительные количества абсорбированных тяжелых металлов, например, ванадия, никеля, меди, железа и т.п. Эти примеси при необходимости можно удалить путем промывки указанного остаточного потока водным раствором хелатообразующего агента, например, ЭДТА. Оставшиеся углеводороды можно использовать в качестве топлива, сырья для производства дорожного или кровельного асфальта или для конверсии в синтетический горючий газ, или для иных целей.

Сырую нефть после отдувки растворителя выводят из колонны 228 по линии 242, при необходимости охлаждают водой в теплообменнике 244 и через регулятор давления, включенный в линию 242, направляют в хранилище высококачественной сырой нефти для передачи на заводскую переработку.

Из вышеприведенного описания и примеров конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения сведущему специалисту легко представить себе множество вариантов осуществления настоящего изобретения, следующих из описания и охватываемых формулой изобретения без выхода за пределы объема притязаний, определяемых пунктами формулы. Возможно множество вариантов и совокупностей условий работы, которые выбирает специалист применительно к различным характеристикам конкретных видов тяжелой сырой нефти. Специфические параметры процесса и характеристики оборудования можно определить и реализовать в зависимости от характеристик и состава сырой нефти, определяемых опытным путем и основанных на результатах анализа. Все эти изменения могут быть осуществлены без выхода за пределы объема притязаний изобретения, определяемых пунктами патентной формулы.

Claims (22)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ повышения качества тяжелой высоковязкой сырой нефти, добываемой в виде водно-нефтяной эмульсии, включающий стадии

   - добавления легкого углеводородного разбавителя с температурой кипения от приблизительно 10 до приблизительно 180°Б (от минус 12 до 82°С) к упомянутой водно-нефтяной эмульсии в количестве, достаточном для получения смеси, имеющей вязкость менее приблизительно 50 сП;

   - нагревания и компримирования упомянутой смеси до условий, обеспечивающих разрушение упомянутой водно-нефтяной эмульсии, содержащейся в упомянутой смеси, в процессе отпарки;

   - разрушения водно-нефтяной эмульсии и получение парообразного выходного потока и жидкого выходного потока путем отпарки упомянутой смеси с понижением давления до значения, обеспечивающего испарение, по крайней мере, 5 об.% упомянутой смеси;

   - отделения сырой нефти от упомянутого жидкого выходного потока; и

   - извлечения упомянутой отделенной сырой нефти.
2. 2. Способ по п. 1, включающий дополнительно стадию удаления грубозернистых твердых примесей из упомянутой водно-нефтяной эмульсии перед стадией отпарки и введение на упомянутой стадии отделения дополнительного углеводородного разбавителя для повышения эффективности удаления асфальтоподобных компонентов из сырой нефти.
3. 3. Способ по п. 1, в котором количество углеводородного разбавителя составляет от приблизительно 10 до приблизительно 35 об.% от количества сырой нефти в водно-нефтяной эмульсии.
4. 4. Способ по п. 1, в котором углеводородный разбавитель выбирают из группы, включающей парафиновые или нафтеновые углеводороды С₃-С₇, ароматические углеводороды С₆С₈, промысловый газоконденсат, легкий ароматический дистиллят и их смеси.
5. 5. Способ по п.1, в котором углеводородный разбавитель представляет собой смесь нескольких углеводородов, имеющих температуры кипения от приблизительно 10 до приблизительно 180°Б (от минус 12 до 82°С).
6. 6. Способ по п. 1 повышения качества тяжелой высоковязкой сырой нефти, содержащей асфальтены и смолы, включающий стадии

   - отпарки сырой нефти для разрушения эмульсий;

   - добавления дополнительного растворителя после стадии разрушения эмульсий в количестве от 200 до 800 об.% по отношению к количеству отделенной нефти с выбором растворителя из группы, включающей парафиновые или нафтеновые углеводороды С4-С7, при умерен ной температуре для получения однофазного раствора нефти в растворителе;

   - осторожного нагрева полученной смеси до температуры, лежащей на 5-25°Б (2,8-13,9°С) ниже критической температуры растворителя с целью обеспечения выделения из раствора значительной части асфальтовых или асфальтеновых компонентов сырой нефти и осаждения асфальтовых твердых или полутвердых примесей из более легкого раствора нефти в растворителе;

   - отделения растворителя от сырой нефти для возвращения в цикл; и

   - извлечения товарной экстрагированной сырой нефти.
7. 7. Способ по п.6, включающий стадию отделения растворителя от асфальтового материала для возвращения в цикл.
8. 8. Способ по п.7, включающий стадию осаждения асфальтового материала в непрерывном противоточном контактном устройстве с вводом растворителя вблизи места вывода асфальта и выводом раствора нефти в растворителе с противоположной стороны.
9. 9. Способ по п.8, в котором с помощью соответствующих средств теплопередачи поддерживают градиент температуры с повышенной температурой со стороны вывода раствора нефти в растворителе.
10. 10. Способ по п.8, в котором применяют ротационно-дисковый смеситель.
11. 11. Способ по п.6, в котором растворителем является нормальный бутан или изобутан.
12. 12. Способ по п.6, в котором растворителем является пентан.
13. 13. Способ по п.6, в котором растворителем является гептан.
14. 14. Способ по п.6, в котором растворителем является смесь углеводородов С3-С5.
15. 15. Способ по п.6, в котором растворителем является смесь углеводородов С₅-С₇ (в том числе С₆).
16. 16. Способ по п.6, включающий стадию извлечения растворителя из нефти в несколько приемов с использованием постепенно понижающихся давлений и подачей тепла для испарения растворителя.
17. 17. Способ по п.6, включающий стадию отдувки растворителя из нефти паром, конденсацию паров и отделения конденсированной воды от извлеченного растворителя декантацией.
18. 18. Способ по п.8, включающий стадию извлечения растворителя из отделенного асфальтового материала.
19. 19. Способ по п.18, включающий стадию обработки отделенного асфальтового материала, содержащего еще некоторое количество растворителя, путем противоточной промывки водой, содержащей хелатообразующий агент, для удаления из асфальта тяжелых металлов.
20. 20. Способ по п.19, в котором хелатообразующим агентом является ЭДТА или одна из ее частичных солей.
21. 21. Способ по п.19, в котором хелатообразующим агентом является нитрилтриуксусная кислота.
22. 22. Способ по п.19, в котором хелатообразующим агентом является гликолевая кислота.