RU2332249C1

RU2332249C1 - Method of treatment of heavy highly viscous oil

Info

Publication number: RU2332249C1
Application number: RU2007101342/15A
Authority: RU
Inventors: Олег Александрович Гумовский (RU); Олег Александрович Гумовский; Тать на Федоровна Космачёва (RU); Татьяна Федоровна Космачёва
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2007-01-12
Filing date: 2007-01-12
Publication date: 2008-08-27

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: proposed invention relates to the oil industry, in particular to oil treatment methods and can be used for the treatment of heavy highly viscous oil forming emulsions with low-mineralised water. Well production is sent to the predraining and gas separation sump at the well production temperature. After separation of part of the formation water and gas extraction, the flow is pumped through a heat exchanger to a predraining sump where it is heated by heat medium, and oil is settled at intermediate temperature. Predrained oil with a maximum water volume ratio of 10% is mixed with light hydrocarbon dilutant and transferred to separation sumps where the intermediate temperature is maintained. From the separation sumps, oil with a water volume ratio of less than 0.5% (minimum 2/3 of overall whole volume) is pumped to a buffer tank, the remaining oil being pumped into a final dewatering sump for settling at the limit temperature, and further to the buffer tank.

EFFECT: decreased cost of heating during final dewatering.

4 cl, 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам подготовки нефти, и может быть использовано для подготовки тяжелой высоковязкой нефти, которая входит в состав эмульсий со слабоминерализованной водой.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for the preparation of oil, and can be used to prepare heavy, highly viscous oil, which is part of emulsions with low salinity water.

Известен способ совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов (см. патент RU 2189846, В01D 17/04, опубл. БИ № 27 от 27.09.2002 г.), включающий подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступеней, сброс воды из резервуара предварительного сброса воды, обезвоживание и обессоливание, вывод промежуточного слоя из резервуара предварительного сброса воды с последующим нагревом его в теплообменнике и осуществление разделения его на нефть, воду и шлам в узле разделения фаз, причем перед нагревом промежуточного слоя в теплообменнике осуществляют смешение его в смесителе с нефтесодержащим шламом, который подают в смеситель заборным устройством из нефтешламонакопителя, при этом нагрев полученной смеси в теплообменнике проводят до температуры 90-135°С, а в качестве узла разделения фаз используют установку с создаваемым в ней эффектом гидроциклона, коалесценцией и вакуумным отпариванием углеводородной и твёрдой частей смеси, в которую подогретую смесь вводят тангенциально под давлением 1,6-2,0 атмосферы.A known method for the joint collection, preparation of oil and processing, disposal of oily sludge (see patent RU 2189846, B01D 17/04, publ. BI No. 27 of 09/27/2002), including the supply of products from wells to the separators of the first and second stages, discharge of water from the preliminary water discharge tank, dehydration and desalination, withdrawal of the intermediate layer from the preliminary water discharge tank, followed by heating it in the heat exchanger and separating it into oil, water and sludge in the phase separation unit, and before heating it is intermediate of the first layer in the heat exchanger, it is mixed in the mixer with an oil-containing sludge, which is fed to the mixer by a suction device from an oil sludge collector, and the resulting mixture in the heat exchanger is heated to a temperature of 90-135 ° C, and the unit with the phase separation is used as a phase separation unit the effect of a hydrocyclone, coalescence and vacuum stripping of the hydrocarbon and solid parts of the mixture into which the heated mixture is introduced tangentially under a pressure of 1.6-2.0 atmospheres.

Основным недостатком указанного способа сбора и подготовки нефти является то, что он не предусматривает возможности деления объема обрабатываемого сырья на части, каждая из которых требует различных параметров обработки для получения товарной нефти, что приводит к увеличению энергетических затрат на её подготовку.The main disadvantage of this method of collecting and preparing oil is that it does not provide for the possibility of dividing the volume of processed raw materials into parts, each of which requires different processing parameters to produce marketable oil, which leads to an increase in energy costs for its preparation.

Известен способ подготовки тяжелой высоковязкой нефти (см. авторское свидетельство SU 1599042, В01D 17/00, опубл. БИ № 38 от 15.10.1990 г.), включающий подачу разбавителя перед транспортом до сепарационного пункта при температуре выше 25°С, ввод деэмульгатора, сепарацию в одну ступень, предварительный сброс воды, вывод обезвоженной и обессоленной нефти из напорных аппаратов, окончательную сепарацию, причем в качестве разбавителя используют газонасыщенную нефть при соотношении объёмов 100-500 т/сут тяжелой нефти на 2000-2400 т/сут газонасыщенной и во время транспорта поддерживают давление 2,5-6,4 МПа и развитый турбулентный режим с Re=5·(10⁴-10⁶).A known method for the preparation of heavy highly viscous oil (see copyright certificate SU 1599042, B01D 17/00, publ. BI No. 38 of 10/15/1990), including the supply of diluent before transport to the separation point at a temperature above 25 ° C, input demulsifier, one-stage separation, preliminary discharge of water, removal of dehydrated and desalted oil from pressure vessels, final separation, moreover, gas-saturated oil is used as a diluent at a volume ratio of 100-500 tons / day of heavy oil for 2000-2400 tons / day, gas-saturated and during trance ports support pressure of 2.5-6.4 MPa and developed turbulent mode with Re = 5 · (10 ⁴ -10 ⁶ ).

Основным недостатком указанного способа подготовки нефти является неоптимальность проведения нагрева нефти, в результате чего производятся излишние затраты при его осуществлении.The main disadvantage of this method of oil preparation is the non-optimality of the heating of oil, resulting in unnecessary costs for its implementation.

Технической задачей изобретения является снижение затрат на нагрев при проведении процесса подготовки, повышение эффективности процесса обезвоживания при соблюдении требований к качеству товарной нефти.An object of the invention is to reduce the cost of heating during the preparation process, increasing the efficiency of the dehydration process while observing the quality requirements for commercial oil.

Техническая задача решается предлагаемым способом, включающим сбор продукции скважин, обработанной деэмульгатором, сепарацию газа, предварительное обезвоживание при температуре продукции скважин, ввод разбавителя, нагрев нефти до предельной температуры, достаточной для получения нефти с объёмной долей воды менее 0,5% и вывод обезвоженной нефти в буферную емкость после окончательного обезвоживания при этой температуре.The technical problem is solved by the proposed method, including collecting well products treated with a demulsifier, gas separation, preliminary dehydration at the temperature of well production, introducing diluent, heating oil to a temperature sufficient to produce oil with a volume fraction of water of less than 0.5% and withdrawing dehydrated oil into the buffer tank after final dehydration at this temperature.

Новым является то, что перед нагревом до предельной температуры после предварительного обезвоживания производят нагрев нефти до подбираемой опытным путем промежуточной температуры, после чего вводят разбавитель в предварительно обезвоженную нефть, обезвоживают ее при той же промежуточной температуре, достаточной для получения не менее 2/3 объёма обезвоженной нефти с объёмной долей воды менее 0,5%, которую сразу отбирают в буферную емкость, а оставшуюся обезвоженную нефть направляют после нагрева до предельной температуры на окончательное обезвоживание и выводят в буферную емкость.New is that before heating to the limit temperature after preliminary dehydration, the oil is heated to an intermediate temperature selected experimentally, after which the diluent is introduced into the pre-dehydrated oil, it is dehydrated at the same intermediate temperature, sufficient to obtain at least 2/3 of the dehydrated volume oil with a volume fraction of water of less than 0.5%, which is immediately taken into the buffer tank, and the remaining dehydrated oil is sent after heating to the maximum temperature at the end th dehydration and outputted to a buffer tank.

Новым является также то, что в разбавитель дозируют деэмульгатор.Also new is the fact that a demulsifier is dosed into the diluent.

Новым является также то, что нагрев нефти осуществляют внутренними и/или внешними нагревателями.Also new is that oil is heated by internal and / or external heaters.

Новым является также то, что в качестве разбавителя используют лёгкие нефтепродукты или легкую товарную нефть.Also new is the fact that light oil products or light marketable oil are used as a diluent.

Принципиальная технологическая схема, приведённая на чертеже, поясняет сущность изобретения.Schematic diagram shown in the drawing, explains the essence of the invention.

Продукция скважин I собирается на групповых замерных установках (ГЗУ) 2, где в нее дозируется деэмульгатор II, и направляется в отстойник 3 предварительного обезвоживания и сепарации газа при температуре продукции скважин. После отделения части пластовой воды III и отбора газа IV нефть насосом внутренней перекачки 4 через теплообменник 5 перекачивается в отстойник предварительного обезвоживания 6, в котором производится нагрев посредством теплоносителя (т/н) и отстаивание нефти при промежуточной температуре. Предварительно обезвоженная нефть с объёмной долей воды до 15% далее, после смешения с лёгким углеводородным разбавителем V, направляется в отстойники-разделители 7, работающие в режиме последовательного заполнения, отстаивания и выведения жидкости, в которых посредством теплоносителя поддерживается промежуточная температура. Из отстойников-разделителей 7 нефть с объемной долей воды менее 0,5% (не менее 2/3 всего объема) насосом 8 через теплообменник 5 откачивается в буферную емкость 11, а оставшаяся нефть насосом 8 (откачку производят попеременно) через нагреватель 9 - в отстойник окончательного обезвоживания 10, в котором отстаивание производится при предельной температуре и далее через теплообменник 5 направляется в буферную емкость 11. Из буферной емкости 11 товарная нефть VI откачивается насосом внешней откачки 12. Отделившаяся в отстойниках предварительного и окончательного обезвоживания 3, 6, 7, 10 вода направляется в ёмкость для сбора сточной воды 13 и далее на очистку. Дренаж VII из отстойника окончательного обезвоживания 10 и пленочная нефть VIII из емкости для сбора сточной воды 13 подаются на приём насоса внутренней перекачки 4. Отделившийся в отстойнике 3 газ IV направляется на переработку.Well products I are collected at group metering units (GZU) 2, where demulsifier II is dosed into it, and sent to the sump 3 of preliminary dehydration and gas separation at the well production temperature. After the separation of part of the produced water III and gas extraction IV, the oil is pumped by the internal transfer pump 4 through the heat exchanger 5 to the pre-dewatering sump 6, in which it is heated by the heat carrier (t / n) and the oil is settled at an intermediate temperature. Pre-dehydrated oil with a water volume fraction of up to 15% is further, after mixing with a light hydrocarbon diluent V, sent to the settling tanks-separators 7, operating in the mode of sequential filling, settling and liquid removal, in which the intermediate temperature is maintained through the coolant. From separator separators 7, oil with a volume fraction of water of less than 0.5% (at least 2/3 of the total volume) is pumped through the heat exchanger 5 to the buffer tank 11 through the heat exchanger 5, and the remaining oil is pumped 8 (pumping out alternately) through the heater 9 - a final dewatering sump 10, in which sedimentation is carried out at a limiting temperature and then sent through a heat exchanger 5 to a buffer tank 11. From the buffer tank 11, marketable oil VI is pumped out by an external pump 12. Separated in the preliminary and final sumps Tel'nykh dehydration 3, 6, 7, 10, water is directed into the tank for the collection of waste water 13, and further purification. Drainage VII from the final dewatering sump 10 and film oil VIII from the wastewater collection tank 13 are fed to the internal transfer pump 4. The gas IV separated in the sump 3 is sent for processing.

Для решения поставленной технической задачи производится разделение объема обезвоживаемой нефти на части по степени необходимого воздействия после оптимальной обработки деэмульгатором и смешения с разбавителем. При этом максимальному воздействию подвергается не весь объем подготавливаемой нефти, что позволяет снизить необходимые затраты на нагрев при окончательном обезвоживании.To solve the technical problem, the volume of dehydrated oil is divided into parts according to the degree of necessary exposure after optimal treatment with a demulsifier and mixing with a diluent. At the same time, not the entire volume of the oil being prepared is subjected to maximum impact, which allows to reduce the necessary heating costs during final dehydration.

Способ обосновывается следующим образом.The method is justified as follows.

В лабораторных условиях были проведены эксперименты с эмульсией, образованной тяжелой высоковязкой нефтью и слабоминерализованной водой в равных долях. Результаты, полученные в экспериментах, приведены в таблице. Длительное - в течение четырех и восьми часов - статическое отстаивание после обработки деэмульгатором в количестве 250...280 г/т привело к выделению до 30% при 20°С и до 75% при 40°С эмульгированной воды. Дополнительное шестнадцатичасовое статическое отстаивание при стандартных условиях не привело к снижению остаточной объемной доли воды в данной эмульсии до величины менее чем 9,3%. Дозирование в пробы, обработанные деэмульгатором в количестве 250 и 280 г/т, дистиллята плотностью 715 кг/м³ из расчета 25% к объему углеводородной части эмульсии и статическое отстаивание в течение 8...10 часов при температуре 40°С или 6 часов при 40°С и 15 ч без нагрева позволили получить нефть со средневзвешенным значением остаточной объёмной доли воды от 0,83 до 2,88%. При этом в верхней части объёма подвергшихся указанному воздействию проб (не менее 3/4 всего объема) объёмная доля воды не превысила нормируемого по ГОСТ Р 51858-2002 значения для товарной нефти - 0,5%. Сопоставимые результаты получены как при дозировании всего указанного количества деэмульгатора на ступени предварительного обезвоживания (I ступень), так и при дробном дозировании на ступенях предварительного (I ступень) и окончательного (II ступень) обезвоживания (см. таблицу, поз. 8, 9-11, 14-15). С учетом того, что плотность воды в составе эмульсии составляла не более 1003 кг/м³ и концентрация хлористых солей не превышала 3000 мг/дм³, при объёмной доле воды в нефти менее 0,5% их концентрация составляла менее 100 мг/дм³, что соответствует требованиям I группы качества нефти по ГОСТ Р 51858-2002. Для достижения показателей товарной нефти в оставшихся объемах проб оказалось достаточным пяти-шестичасовое статическое отстаивание при 70°С (см. таблицу, поз. 16 19, 21).In laboratory conditions, experiments were conducted with an emulsion formed by heavy, highly viscous oil and weakly mineralized water in equal proportions. The results obtained in the experiments are shown in the table. Long - for four and eight hours - static sedimentation after treatment with a demulsifier in an amount of 250 ... 280 g / t led to the release of up to 30% at 20 ° C and up to 75% at 40 ° C of emulsified water. An additional sixteen-hour static sedimentation under standard conditions did not lead to a decrease in the residual volume fraction of water in this emulsion to less than 9.3%. Dosing into samples treated with demulsifier in the amount of 250 and 280 g / t, distillate with a density of 715 kg / m ³ at the rate of 25% by volume of the hydrocarbon part of the emulsion and static settling for 8 ... 10 hours at a temperature of 40 ° C or 6 hours at 40 ° С and 15 h without heating, oil was obtained with a weighted average value of the residual volume fraction of water from 0.83 to 2.88%. At the same time, in the upper part of the volume of the samples subjected to the indicated impact (at least 3/4 of the total volume), the volume fraction of water did not exceed the value specified for GOST R 51858-2002 for marketable oil - 0.5%. Comparable results were obtained both when dosing the entire specified amount of demulsifier at the pre-dehydration stage (I stage), and with fractional dosing at the stages of preliminary (I stage) and final (II stage) dehydration (see table, item 8, 9-11 , 14-15). Given that the density of water in the composition of the emulsion was not more than 1003 kg / m ³ and the concentration of chloride salts did not exceed 3000 mg / dm ³ , with a volume fraction of water in oil of less than 0.5%, their concentration was less than 100 mg / dm ³ that meets the requirements of group I of oil quality according to GOST R 51858-2002. Five to six hours of static sedimentation at 70 ° C was sufficient to achieve commercial oil performance in the remaining sample volumes (see table, item 16 19, 21).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа достигается за счёт снижения затрат на нагрев нефти на величину от 5 до 15%. В вышеприведенном примере средняя величина снижения затрат на нагрев нефти составила 13,5%. При расчете было принято, что после статического отстаивания при 20°С из всего объема обрабатываемой эмульсии тяжелой высоковязкой нефти отделилось 22,5% эмульгированной воды, при последующем статическом отстаивании при 40°С (сначала без дистиллята, а затем с его добавлением) - до 90%, а отстаиванию при 70°С подвергалась только 1/4 объема пробы с объемной долей воды в среднем 8%. При этом в расчетах было принято, что среднее значение удельной теплоемкости воды в указанном интервале температур приблизительно в 2 раза превышает аналогичный показатель для нефти.The technical and economic efficiency of the proposed method is achieved by reducing the cost of heating oil by 5 to 15%. In the above example, the average reduction in the cost of heating oil was 13.5%. In the calculation, it was assumed that after static sedimentation at 20 ° C, 22.5% of emulsified water separated out of the total volume of the processed emulsion with heavy highly viscous oil, with subsequent static sedimentation at 40 ° C (first without distillate, and then with its addition) - until 90%, and only 1/4 of the sample volume with an average volume fraction of water of 8% was subjected to sedimentation at 70 ° С. Moreover, in the calculations it was assumed that the average value of the specific heat of water in the indicated temperature range is approximately 2 times higher than that for oil.

Claims

1. A method of preparing heavy, highly viscous oil, which is part of an emulsion with weakly mineralized water, including collecting well products treated with a demulsifier, gas separation, preliminary dehydration at well production temperature, introducing diluent, heating the oil to a maximum temperature sufficient to obtain volumetric oil a fraction of water of less than 0.5% and the withdrawal of dehydrated oil to a buffer tank after final dehydration at this temperature, characterized in that before heating to a maximum rate After preliminary dehydration, the oil is heated to an intermediate temperature selected experimentally, after which the diluent is introduced into the pre-dehydrated oil, dehydrated at the same intermediate temperature, sufficient to obtain at least 2/3 of the volume of dehydrated oil with a volume fraction of water of less than 0.5 %, which is immediately taken into the buffer tank, and the remaining dehydrated oil is sent after heating to the maximum temperature for final dehydration and removed to the buffer tank.

2. The method according to claim 1, characterized in that a demulsifier is dosed into the diluent.

3. The method according to claim 1, characterized in that the oil is heated by internal and / or external heaters.

4. The method according to claim 1, characterized in that as a diluent use light oil or light commercial oil.