RU2672263C1 - Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти - Google Patents
Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2672263C1 RU2672263C1 RU2017145787A RU2017145787A RU2672263C1 RU 2672263 C1 RU2672263 C1 RU 2672263C1 RU 2017145787 A RU2017145787 A RU 2017145787A RU 2017145787 A RU2017145787 A RU 2017145787A RU 2672263 C1 RU2672263 C1 RU 2672263C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- million
- organic chlorides
- mass fraction
- mixture
- Prior art date
Links
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 title claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 68
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 52
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 45
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 23
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 17
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 14
- 150000004045 organic chlorine compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 198
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 61
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 22
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000010724 circulating oil Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- -1 aromatic organochlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000010494 opalescence Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/02—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
-
- 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
-
- 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
- C10G33/06—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with mechanical means, e.g. by filtration
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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам снижения содержания органических хлоридов в нефти. Данный способ применим к нефти с содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн(порядка 1000 млни более). Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти включает отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти, где для предварительного обезвоживания нефти проводят циркуляцию нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°C и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн. Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества: во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, значительно превышающим 10 млн(порядка 1000 млни более); во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млндля нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, и до 100 млндля нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 8 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам снижения содержания органических хлоридов в нефти. Данный способ применим к нефти с содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более).
Известен способ снижения органических хлоридов в нефти (патент RU №2605601, МПК C10G 33/02, C10G 33/02, опубл. 27.12.2016 в бюл. №36), в котором предлагается предварительное обезвоживание и дегазация нефти, нагрев нефти с выделением органических хлоридов, отвод очищенной нефти. Особенностью данного способа является то, что нефть предварительно обезвоживают до содержания воды в нефти не более 1%, нагрев проводят до температуры, позволяющей отогнать из нефти в ректификационной колонне фракцию, содержащую органические хлориды и выкипающую в интервале температур от начала кипения до 204°С, с получением очищенной нефти с содержанием органических хлоридов менее 10 млн-1.
Недостатками данного способа являются необходимость глубокого обезвоживания нефти - до содержания воды в нефти не более 1%, а также потеря легких фракций при нагреве и ректификации нефти.
Наиболее близким по технической сущности к предложенному изобретению является способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти (патент RU №2065477, MПК C10G 33/02, опубл. 20.08.1996 в бюл. №23), включающий отстаивание, предварительное обезвоживание нефти, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти. Обработку нефти 1%-ным раствором щелочи проводят при температуре на 30-80°С выше, чем предшествующую промывку водой.
Недостатком данного способа является то, что условия процесса не позволяют провести глубокую очистку нефти от хлорсодержащих органических соединений, т.к. способ разработан для применения на электрообессоливающих установках, куда поступает нефть с содержанием органических хлоридов в нефти менее 10 млн-1. Также недостатком является то, что данный способ малоэффективен для нефти с высоким содержанием органических хлоридов, значительно превышающим 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более). К тому же данный способ невозможно применить для нефти, содержащей хлорорганические соединения ароматического строения, трудноудаляемые из нефти, которые негативно влияют на оборудование нефтеперерабатывающих заводов. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 на товарную нефть массовая доля органических хлоридов в нефти не должна превышать 10 млн-1.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности снижения содержания органических хлоридов в нефти, содержащей органические хлориды в количестве, превышающем 10 млн-1 (порядка 1000 млн-1 и более), снижение массовой доли органических хлоридов до 10 млн-1 для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения (ЛХОС) ароматического строения, и до 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.
Технические задачи решаются способом снижения содержания органических хлоридов в нефти, включающим отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти.
Новым является то, что предварительное обезвоживание нефти проводят циркуляцией нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1.
Новым также является то, что на стадии предварительного обезвоживания нефти циркуляцию нефти проводят с нагревом до температуры 60-80°С, дозировка деэмульгатора составляет 50-150 г/т.
На чертеже представлена схема установки обработки нефти, на которой снижение содержания органических хлоридов осуществляется с применением раствора щелочи.
Установка включает: трубопровод подвода сырья 1; теплоизолированную емкость для сырья 2; трубопровод отвода жидкости 3; насос циркуляции жидкости 4; печь нагрева жидкости 5; теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6; блок подачи реагента 7; теплоизолированную байпасную линию циркуляции жидкости 8; трубопровод отвода газа 9; трубопровод подачи раствора щелочи 10; емкость для приготовления раствора щелочи 11; трубопровод подачи пресной воды 12; люк загрузки твердой щелочи 13; насос для откачки раствора щелочи 14; трубопровод циркуляции раствора щелочи 15; трубопровод откачки очищенной нефти 16.
Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти осуществляют следующим образом.
Нефть I на установке подготовки нефти (УПН) с содержанием органических хлоридов, превышающим 10 млн-1, направляют по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где отстаивают не менее двух часов для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбрасывают по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После отстаивания с помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом, например по методу Дина-Старка либо центрифугированием. В случае если после отделения свободной воды массовая доля воды в нефти составляет более 5%, то нефть направляют на предварительное обезвоживание, если массовая доля воды в нефти меньше либо равна 5%, то обработку нефти продолжают.
Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подают на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществляют циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Предварительное обезвоживание нефти проводят циркуляцией нефти с нагревом в теплоизолированной емкости для сырья 2 до температуры 60-80°С, после нагрева в нефть подают деэмульгатор в дозировке 50-150 г/т.
В качестве деэмульгатора используют маслорастворимый деэмульгатор, который представляет собой однородную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, допускается опалесценция; массовая доля активной основы в пределах 40-60% мае; плотность при 20°С в пределах 920-980 кг/м3; вязкость кинематическая при 20°С в пределах не более 60 мм2/с; температура застывания не выше минус 50°С.
Далее осуществляют циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (не допускается нагревать нефть с деэмульгатором до температуры выше 90°С), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) не менее одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 останавливают и нефть I с деэмульгатором отстаивают в теплоизолированной емкости для сырья 2 не менее двух часов.
Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направляют по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом.
Если массовая доля эмульгированной воды в нефти более 5%, нефть с деэмульгатором повторно подвергают обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 без дополнительного дозирования деэмульгатора до достижения массовой доли эмульгированной воды не более 5%.
Когда массовая доля эмульгированной воды достигнет значения не более 5%, определяют массовую долю органических хлоридов в нефти и их химическое строение. Строение органических хлоридов определяют методом газовой хроматографии или хромато-масс-спектрометрии. Органические хлориды в нефти по строению разделяют на легколетучие хлорорганические соединения (ЛХОС) ароматического строения и ЛХОС неароматического строения. ЛХОС ароматического строения наиболее трудно удаляются из нефти, что требует проведения процесса по снижению их содержания при более высоких температурах, при этом такая нефть очищается от ЛХОС до содержания 100 млн-1 для нефти.
Циркуляцию возобновляют. При циркуляции в процессе обработки нефти на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия V. Дозировка 10-20%-ного водного раствора гидроксида натрия или калия на нефть составляет 20-30%. При концентрациях раствора щелочи менее 10% удаления ЛХОС из нефти до необходимых значений не происходит, при концентрациях раствора щелочи более 20% повышения эффективности удаления ЛХОС из нефти по сравнению с использованием 20%-ного раствора не наблюдается. К тому же высокая концентрация раствора щелочи приводит к коррозии технологического оборудования.
Раствор щелочи V готовят в емкости для приготовления раствора щелочи 11 путем смешения пресной воды, подаваемой по трубопроводу подачи пресной воды 12, и гидроксида натрия, подаваемого через люк загрузки твердой щелочи 13. Смесь гидроксида натрия и воды циркулирует по цепочке: емкость для приготовления раствора щелочи 11 - насос для откачки раствора щелочи 14 - трубопровод циркуляции раствора щелочи 15 - емкость для приготовления раствора щелочи 11 - не менее 1 часа до полного растворения гидроксида натрия. Раствор щелочи с концентрацией 10-20% добавляют в нефть с содержанием воды не более 5%, определение строения органических хлоридов проводят только в обезвоженной нефти.
Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI насосом циркуляции жидкости 4 направляется в печь нагрева жидкости 5, где нагревается до температуры 190-200°С, циркулируя с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Для исключения кипения воды в теплоизолированной емкости для сырья 2 поддерживают избыточное давление не менее 1,6 МПа.
После этого циркуляцию горячей смеси нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI продолжают либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (для поддержания температуры смеси нефти и раствора щелочи в теплоизолированной емкости для сырья 2), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) в течение 6 часов.
Далее смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи выдерживают в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение 6 часов, постепенно охлаждают до температуры 40-50°С. Затем отбирают из смеси пробу нефти VI, в которой повторно определяют массовую долю органических хлоридов.
В зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия повторяют при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.
Если массовая доля органических хлоридов в нефти:
1) не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения;
2) не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения, процесс обработки нефти завершают.
Если массовая доля органических хлоридов в нефти:
1) больше 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения;
2) больше 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения, циклы обработки нефти при температуре 220-230°С и избыточном давлении не менее 2,8 МПа продолжают до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.
При повторной обработке дополнительного дозирования раствора щелочи не проводят, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI нагревается в печи нагрева жидкости 5, циркулируя с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2, пока температура смеси в теплоизолированной емкости для сырья 2 не достигнет 220-230°С. Для исключения кипения воды в теплоизолированной емкости для сырья 2 поддерживают избыточное давление не менее 2,8 МПа. После этого циркуляцию горячей смеси нефти с деэмульгатором и раствора щелочи VI продолжают либо через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (для поддержания температуры смеси нефти и раствора щелочи в теплоизолированной емкости для сырья 2), либо по теплоизолированной байпасной линии циркуляции жидкости 8 печи нагрева жидкости 5 (при потушенных горелках печи нагрева жидкости 5) в течение 6 часов. Далее смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи выдерживают в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение 6 часов, постепенно охлаждают до температуры 40-50°С.
Отводят отработанный раствор щелочи II снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 на очистные сооружения УПН. С помощью пробоотборников проводят отбор пробы нефти с деэмульгатором и раствором щелочи VI из теплоизолированной емкости для сырья 2, в которой определяют содержание эмульгированной воды любым известным способом. Если остаточная массовая доля воды в нефти с деэмульгатором после обработки не более 1%, то очищенную нефть с деэмульгатором VII откачивают насосом циркуляции жидкости 4 на вход УПН.
С целью подтверждения возможности использования предлагаемого способа снижения содержания органических хлоридов в нефти были проведены испытания.
В таблице 1 представлены результаты исследования способа снижения содержания органических хлоридов в нефти, где в качестве раствора щелочи использован 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия.
Пример 1 выполнения способа.
Нефть I с массовой долей воды 30% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 -теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 60°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Рекод 118А2» в дозировке 50 г/т.
Далее циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.
Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 4,8%.
Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 230 млн-1.
Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 20%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 20% на нефть. Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 190°С, проциркулировали смесь через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.
После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 8 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки завершили. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 8 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.
Пример 2 выполнения способа.
Нефть I с массовой долей воды 36% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 65°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «РИК-2» в дозировке 100 г/т.
Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.
Газ IV, выделившийся из нефти I в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 6%.
Нефть с деэмульгатором повторно подвергали обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 - без дополнительного дозирования деэмульгатора. Температура нагрева нефти I составила 65°С. Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстояли в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После второго цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 2,0%.
Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 850 млн-1.
Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 17%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 22% на нефть.
Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 195°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.
После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 18 млн-1, это более 10 млн-1, поэтому процесс обработки продолжили. Циркуляцию возобновили, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 220°С при поддержании избыточного давления 2,9 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.
После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 6 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки был завершен. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 6 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.
Примеры 3-4 осуществили аналогично примерам 1-2 (таблица 1).
В таблице 2 представлены результаты исследования способа снижения содержания органических хлоридов в нефти, где в качестве раствора щелочи использован 10-20%-ный водный раствор гидроксида калия.
Пример 1 выполнения способа.
Нефть I с массовой долей воды 15% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 60°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Реком 118М3» в дозировке 50 г/т.
Далее циркуляцию смеси горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.
Газ IV, выделившийся из нефти I с деэмульгатором в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 2,2%.
Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 310 млн-1.
Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 20%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 20% на нефть. Смесь нефти с раствором щелочи нагрели до температуры 190°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.
После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 9 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки завершили. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 9 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.
Пример 2 выполнения способа.
Нефть I с массовой долей воды 30% поступила на УПН, далее ее направили по трубопроводу подвода сырья 1 в теплоизолированную емкость для сырья 2, где она отстаивалась два часа для отделения свободной воды II. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. Для проведения процесса предварительного обезвоживания нефти из теплоизолированной емкости для сырья 2 нефть I подали на прием насоса циркуляции жидкости 4 и осуществили циркуляцию с нагревом по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2. Температура нагрева нефти I составила 65°С. После нагрева нефти с помощью блока подачи реагента 7 в нее подали деэмульгатор III «Реком-505» в дозировке 110 г/т.
Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстаивалась в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов.
Газ IV, выделившийся из нефти I в теплоизолированной емкости для сырья 2, направили по трубопроводу отвода газа 9 в газовую систему УПН. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После первого цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 8%.
Нефть с деэмульгатором повторно подвергали обезвоживанию с циркуляцией по технологической цепочке: теплоизолированная емкость для сырья 2 - насос циркуляции жидкости 4 - печь нагрева жидкости 5 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 6 - теплоизолированная емкость для сырья 2 - без дополнительного дозирования деэмульгатора. Температура нагрева нефти I составила 65°С. Далее циркуляцию горячей нефти I с деэмульгатором продолжили через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки в течение одного часа, после чего насос циркуляции жидкости 4 остановили, смесь нефти I с деэмульгатором отстояли в теплоизолированной емкости для сырья 2 в течение двух часов. Отделившуюся свободную воду II сбросили по трубопроводу отвода жидкости 3 на очистные сооружения УПН. После второго цикла предварительного обезвоживания с помощью пробоотборников провели отбор пробы нефти I из теплоизолированной емкости для сырья 2. Массовая доля эмульгированной воды в нефти составила 0,9%.
Определили массовую долю органических хлоридов и их строение методом газовой хромато-масс-спектрометрии. Массовая доля органических хлоридов, представленных ЛХОС неароматического строения, составила 36 млн-1.
Циркуляцию возобновили, на прием насоса циркуляции жидкости 4 по трубопроводу подачи раствора щелочи 10 подали 16%-ный водный раствор щелочи V с дозировкой 22% на нефть. Смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 195°С, проциркулировали ее через печь нагрева жидкости 5 при минимальном поступлении топливного газа на горелки при поддержке избыточного давления 1,6 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.
После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в ней составила 36 млн-1, это более 10 млн-1, поэтому процесс обработки продолжили. Циркуляцию возобновили, смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи нагрели до температуры 220°С при поддержании избыточного давления 2,9 МПа в течение 6 часов, затем циркуляцию остановили, выдержали смесь нефти с деэмульгатором и раствором щелочи в течение 6 часов, охладили до температуры 40°С.
После этого из смеси была отобрана повторная проба нефти VI, массовая доля органических хлоридов в нефти составила 5 млн-1, это менее 10 млн-1, поэтому процесс обработки был завершен. Отработанный раствор щелочи II отвели снизу теплоизолированной емкости для сырья 2 и небольшими порциями подали на очистные сооружения УПН. Очищенную нефть с массовой долей органических хлоридов 5 млн-1 и обезвоженную до остаточной массовой доли воды не более 1% откачали насосом 4 на УПН.
Примеры 3-4 осуществили аналогично примерам 1-2 (таблица 2).
Предлагаемый способ снижения содержания органических хлоридов в нефти имеет следующие преимущества:
во-первых, способ может быть реализован для нефти с содержанием органических хлоридов в нефти, превышающим 10 млн-1;
во-вторых, способ обеспечивает снижение массовой доли органических хлоридов до значений не более 10 млн-1 для нефти, не содержащей ЛХОС ароматического строения, и до значений не более 100 млн-1 для нефти, содержащей ЛХОС ароматического строения.
Claims (2)
1. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти, включающий отстаивание и предварительное обезвоживание нефти при нагреве, обработку нефти раствором щелочи при нагреве, отстаивание смеси нефти и раствора щелочи, отвод отработанного раствора щелочи и отвод очищенной нефти, отличающийся тем, что для предварительного обезвоживания нефти проводят циркуляцию нефти с нагревом, после нагрева в нефть подают деэмульгатор, осуществляют циркуляцию смеси нефти с деэмульгатором не менее одного часа, после чего ее отстаивают не менее двух часов, отводят отделившуюся воду, циркуляцию возобновляют, при циркуляции нефти подают 10-20%-ный водный раствор гидроксида натрия или калия с дозировкой 20-30% на нефть, нагревают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия до температуры 190-200°С при поддержании избыточного давления не менее 1,6 МПа в течение 6 часов, затем выдерживают смесь нефти и водного раствора гидроксида натрия или калия в течение 6 часов, в зависимости от их строения циклы обработки нефти водным раствором гидроксида натрия или калия повторяют при температуре 220-230°C и избыточном давлении не менее 2,8 МПа для нефти, не содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 10 млн-1, и для нефти, содержащей легколетучие хлорорганические соединения ароматического строения, до значения массовой доли органических хлоридов не более 100 млн-1.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на стадии предварительного обезвоживания нефти циркуляцию нефти проводят с нагревом до температуры 60-80°С, дозировка деэмульгатора составляет 50-150 г/т.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017145787A RU2672263C1 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017145787A RU2672263C1 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2672263C1 true RU2672263C1 (ru) | 2018-11-13 |
Family
ID=64327815
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017145787A RU2672263C1 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2672263C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740500C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект" | Способ очистки нефти от хлорорганических соединений |
| RU2748587C1 (ru) * | 2020-04-14 | 2021-05-27 | Альфия Гариповна Ахмадуллина | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти и установка для его осуществления |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4230184A (en) * | 1978-12-01 | 1980-10-28 | Shell Oil Company | Sulfur extraction method |
| RU2065477C1 (ru) * | 1993-11-19 | 1996-08-20 | Семен Шикович Гершуни | Способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти |
| RU2605601C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2016-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти |
-
2017
- 2017-12-25 RU RU2017145787A patent/RU2672263C1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4230184A (en) * | 1978-12-01 | 1980-10-28 | Shell Oil Company | Sulfur extraction method |
| RU2065477C1 (ru) * | 1993-11-19 | 1996-08-20 | Семен Шикович Гершуни | Способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти |
| RU2605601C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2016-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2748587C1 (ru) * | 2020-04-14 | 2021-05-27 | Альфия Гариповна Ахмадуллина | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти и установка для его осуществления |
| RU2740500C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект" | Способ очистки нефти от хлорорганических соединений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2672263C1 (ru) | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти | |
| EP1025189A1 (en) | Method of re-refining waste oil by distillation and extraction | |
| NO162972B (no) | Fremgangsmaate til rafffinering av brukte smoereoljer. | |
| KR20070015581A (ko) | 폐가공유 정제방법 | |
| RU2107716C1 (ru) | Способ и установка для регенерации смазочных масел | |
| NO330405B1 (no) | Fremgangsmate for fjerning av forurensninger fra brukt olje. | |
| CZ20003932A3 (en) | Purification process of used oil | |
| CN110845101A (zh) | 含油污泥无害化处理系统及其处理方法 | |
| WO2015132804A2 (en) | Process for removal of water (both bound and unbound) from petroleum sludges and emulsions with a view to retrieve original hydrocarbons present therein | |
| BG64486B1 (bg) | Метод и инсталация за регенериране на смазочни масла | |
| CN103285734B (zh) | 一种基于纳米滤膜的废有机溶剂处理工艺及系统 | |
| US1472384A (en) | Process of separating hydrocarbons from water | |
| JP2017536231A (ja) | 特に精製プロセスからの残渣を処理及び／又は回収及び／又は再利用する方法 | |
| RU2605601C1 (ru) | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти | |
| US2719109A (en) | Regeneration of aqueous alkaline solutions | |
| RU2678589C1 (ru) | Способ комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа | |
| RU2694533C1 (ru) | Способ сольвентной деасфальтизации тяжелого нефтяного сырья и растворитель для реализации способа | |
| RU2759496C1 (ru) | Установка для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти | |
| RU2671565C1 (ru) | Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты) | |
| RU2748587C1 (ru) | Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти и установка для его осуществления | |
| US3098031A (en) | Method of re-refining | |
| CA2364831C (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
| RU2694770C1 (ru) | Способ обработки донных осадков в резервуаре | |
| CN205528619U (zh) | 一种炼油厂污油处理系统 | |
| RU2776900C1 (ru) | Способ вакуумного фракционирования мазута |