RU2678589C1 - Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide - Google Patents
Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2678589C1 RU2678589C1 RU2018134688A RU2018134688A RU2678589C1 RU 2678589 C1 RU2678589 C1 RU 2678589C1 RU 2018134688 A RU2018134688 A RU 2018134688A RU 2018134688 A RU2018134688 A RU 2018134688A RU 2678589 C1 RU2678589 C1 RU 2678589C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- intermediate layer
- residual
- volume
- oil
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 41
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 102
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 49
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 21
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 13
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000003599 detergent Substances 0.000 claims description 3
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 claims description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 66
- 239000003657 drainage water Substances 0.000 description 33
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 29
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 7
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 6
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 5
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 5
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M iron chloride Chemical compound [Cl-].[Fe] FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000007431 microscopic evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к обработке высокоустойчивых водонефтяных эмульсий, образующихся в промежуточных слоях технологических аппаратов объектов подготовки нефти и стабилизированных сульфидом железа, а также к обработке ловушечной или амбарной нефти.The invention relates to the field of oil field preparation, in particular to the processing of highly stable oil-water emulsions formed in the intermediate layers of technological apparatuses of oil preparation objects stabilized by iron sulfide, as well as to the processing of trap or barn oil.
Увеличение обводненности продукции добывающих скважин, применение в больших объемах химических реагентов для интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов, ремонтных работ на скважинах, а также совместный сбор и подготовка продукции скважин различных горизонтов приводят к периодическому накоплению в промежуточных слоях технологических аппаратов объектов подготовки нефти высокоустойчивых водонефтяных эмульсий, так называемых «промежуточных слоев». Накопленные на границе раздела фаз промежуточные слои дестабилизируют нормальные режимы работы установок подготовки нефти (УПН) и приводят к срыву технологического процесса обезвоживания и обессоливания нефти вплоть до получения некондиционной нефти.Increased water cut in production wells, the use of large volumes of chemicals to intensify oil production, enhanced oil recovery, well repair work, as well as the joint collection and preparation of well products of different horizons, result in the periodic accumulation of highly stable oil-water objects in the intermediate layers of technological apparatuses emulsions, the so-called "intermediate layers". The intermediate layers accumulated at the phase boundary destabilize the normal operation of the oil treatment plants (UPN) and disrupt the technological process of dehydration and desalination of oil up to the production of substandard oil.
Известен способ обработки стойких нефтяных эмульсий, содержащих механические примеси (патент RU №2159793, МПК C10G 33/04, опубл. в бюл. №33 от 27.11.2000), включающий смешение стойкой нефтяной эмульсии с легкокипящей углеводородной жидкостью в условиях газовыделения и образования пены, диспергирование образовавшейся пенной структуры в нагретом водном растворе деэмульгатора и последующее отстаивание.A known method of processing persistent oil emulsions containing mechanical impurities (patent RU No. 2159793, IPC C10G 33/04, published in Bulletin No. 33 of 11/27/2000), comprising mixing a stable oil emulsion with a low boiling hydrocarbon liquid under conditions of gas evolution and foam formation dispersing the resulting foam structure in a heated aqueous solution of a demulsifier and then settling.
Недостатками этого способа являются недостаточная эффективность для разрушения стойких нефтяных эмульсий с концентрацией сульфида железа более 1000 мг/дм3, а также необходимость использования большого объема водного раствора деэмульгатора.The disadvantages of this method are the lack of effectiveness for the destruction of persistent oil emulsions with an iron sulfide concentration of more than 1000 mg / dm 3 , as well as the need to use a large volume of an aqueous solution of a demulsifier.
Известен способ обработки стойкой нефтяной эмульсии (патент RU №2230772, МПК C10G 33/04, опубл. в бюл. №17 от 20.06.2004), включающий смешение стойкой нефтяной эмульсии с углеводородной жидкостью, с последующим отстаиванием и отделением нефтяного экстракта. Осуществляют нагрев экстракта, затем перемешивают, отстаивают и отделяют воду. При необходимости дополнительно нефтяной экстракт смешивают с водорастворимым деэмульгатором. Соотношение стойкой нефтяной эмульсии с легкой углеводородной жидкостью 1:(1-5) соответственно. Нагрев осуществляют до температуры 30-35°С. Отстаивание производят в течение 30-60 мин. Дозировка деэмульгатора - 50-200 г/т.A known method of processing persistent oil emulsions (patent RU No. 2230772, IPC C10G 33/04, published in Bulletin No. 17 dated 06/20/2004), comprising mixing persistent oil emulsion with a hydrocarbon liquid, followed by sedimentation and separation of the oil extract. The extract is heated, then stirred, sedimented and water is separated. If necessary, an additional oil extract is mixed with a water-soluble demulsifier. The ratio of persistent oil emulsion with light hydrocarbon liquid 1: (1-5), respectively. Heating is carried out to a temperature of 30-35 ° C. Settling is carried out within 30-60 minutes The dosage of the demulsifier is 50-200 g / t.
Недостатками этого способа являются недостаточная эффективность для разрушения промежуточного эмульсионного слоя с концентрацией сульфида железа более 1000 мг/дм3, а также необходимость использования в большом количестве легкой углеводородной жидкости.The disadvantages of this method are the lack of effectiveness for the destruction of the intermediate emulsion layer with an iron sulfide concentration of more than 1000 mg / dm 3 , as well as the need to use a large amount of light hydrocarbon liquid.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя (патент RU №2044759, МПК C10G 33/04, опубл. в бюл. №27 от 27.09.1995), включающий обработку промежуточного слоя, состоящую из нагрева, введения в промежуточный слой ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием. Дополнительно в промежуточный слой вводят нитрилотриметилфосфоновую кислоту и деэмульгатор неионогенного типа. Ингибированная соляная кислота концентрацией 22-24%. Нагрев осуществляют до температуры не ниже 40°С. Отстаивание производят в течение 1-4 ч.Closest to the technical nature of the present invention is a method of destruction of the intermediate emulsion layer (patent RU No. 2044759, IPC C10G 33/04, publ. In bull. No. 27 from 09/27/1995), including the processing of the intermediate layer, consisting of heating, introducing into an intermediate layer of inhibited hydrochloric acid, followed by sedimentation. Additionally, nitrilotrimethylphosphonic acid and a nonionic type demulsifier are introduced into the intermediate layer. Inhibited hydrochloric acid with a concentration of 22-24%. Heating is carried out to a temperature not lower than 40 ° C. Settling is carried out within 1-4 hours
Недостатками этого способа являются малая эффективность для разрушения промежуточного эмульсионного слоя с концентрацией сульфида железа более 1000 мг/дм3, отсутствие технического решения по нейтрализации дренажной воды, образующейся после обработки промежуточного эмульсионного слоя ингибированной соляной кислотой, а также применение дорогостоящего реагента - нитрилотриметилфосфоновой кислоты.The disadvantages of this method are the low efficiency for the destruction of the intermediate emulsion layer with an iron sulfide concentration of more than 1000 mg / dm 3 , the lack of a technical solution to neutralize the drainage water generated after treatment of the intermediate emulsion layer with inhibited hydrochloric acid, and the use of the expensive reagent nitrilotrimethylphosphonic acid.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности обработки промежуточного слоя стабилизированного сульфидом железа с концентрацией более 500 мг/дм3 за счет увеличения объема извлеченной кондиционной нефти из промежуточного слоя, снижения объема промежуточного слоя по сравнению с его исходным количеством, а также нейтрализации дренажной воды, образующейся после обработки промежуточного слоя ингибированной соляной кислотой, снижение объема ингибированной соляной кислоты, а также снижение затрат на утилизацию промежуточного слоя.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of processing the intermediate layer stabilized by iron sulfide with a concentration of more than 500 mg / dm 3 by increasing the volume of extracted conditioned oil from the intermediate layer, reducing the volume of the intermediate layer compared to its initial amount, and also to neutralize the drainage water generated after treatment of the intermediate layer with inhibited hydrochloric acid, a decrease in the volume of inhibited hydrochloric acid, as well as a reduction in utilization costs the use of an intermediate layer.
Технические задачи решаются способом комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, включающим обработку промежуточного слоя, состоящую из нагрева, введения ингибированной соляной кислоты с последующим отстаиванием.Technical problems are solved by the method of complex processing of the intermediate layer stabilized by iron sulfide, including the processing of the intermediate layer, consisting of heating, the introduction of inhibited hydrochloric acid, followed by sedimentation.
Новым является то, что в процессе обработки промежуточного слоя осуществляют нагрев промежуточного слоя до 60-85°С с циркуляцией в течение 0,5-1 ч, в процессе циркуляции вводят разбавитель в количестве 10-25% к объему промежуточного слоя, далее в промежуточный слой с разбавителем вводят реагент в количестве от 1000 до 12000 мг/дм3, осуществляют циркуляцию смеси промежуточного слоя с разбавителем и реагентом в течение 1-2 ч, после чего отстаивают в течение 48-120 ч, отделяют остаточный промежуточный слой, далее осуществляют нагрев остаточного промежуточного слоя до 60-80°С с циркуляцией, далее в остаточный промежуточный слой вводят 10-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-50% к объему остаточного промежуточного слоя, затем осуществляют циркуляцию смеси остаточного промежуточного слоя с ингибированной соляной кислотой в течение 1-2 ч, после чего отстаивают в течение 48-120 ч, далее отделившуюся воду направляют на нейтрализацию щелочным реагентом до значений рН 3,0-6,0.What is new is that during the processing of the intermediate layer, the intermediate layer is heated to 60-85 ° C with circulation for 0.5-1 hours, during the circulation, the diluent is introduced in an amount of 10-25% by volume of the intermediate layer, then into the intermediate the reagent layer is introduced with a reagent in an amount of from 1000 to 12000 mg / dm 3 , the mixture of the intermediate layer with the diluent and the reagent is circulated for 1-2 hours, after which it settles for 48-120 hours, the residual intermediate layer is separated, then the heating is carried out residual intermediate layer to 60-80 ° C with circulation, then 10-25% inhibited hydrochloric acid in the amount of 10-50% to the volume of the residual intermediate layer is introduced into the residual intermediate layer, then the mixture of the residual intermediate layer with inhibited hydrochloric acid is circulated in for 1-2 hours, after which they stand for 48-120 hours, then the separated water is sent to neutralization with an alkaline reagent to pH 3.0-6.0.
Новым также является то, что в качестве разбавителя используют растворитель парафинов нефтяной, или растворитель промышленный, содержащий бензольную фракцию, или сольвент нефтяной.Also new is the fact that the solvent used is a petroleum paraffin solvent, or an industrial solvent containing a benzene fraction, or an oil solvent.
Новым также является то, что в качестве реагента используют СНПХ-4802, или АФ9-12, или моющий препарат МЛ-81Б.New is also that as the reactant used SNPCH-4802 or AF 9 -12 or detergent composition ML-81B.
Новым также является то, что в качестве щелочного реагента используют 10-20%-ный водный раствор карбоната натрия, или гидроксида натрия, или гидроксида калия в количестве от 20 до 120% от объема отделившейся воды.Also new is that a 10-20% aqueous solution of sodium carbonate or sodium hydroxide or potassium hydroxide is used as an alkaline reagent in an amount of 20 to 120% of the volume of separated water.
В качестве разбавителя используют растворитель парафинов нефтяной (РПН), или растворитель промышленный (РП), содержащий бензольную фракцию, или сольвент нефтяной, которые являются углеводородсодержащими растворителями. Применение в качестве разбавителя любого из указанных приводит к одному техническому результату.The diluent used is a petroleum paraffin solvent (RPN), or an industrial solvent (RP) containing a benzene fraction, or an oil solvent, which are hydrocarbon-containing solvents. The use of any of these as a diluent leads to one technical result.
РПН - жидкость от желтого до черного цвета, вырабатываемая цеховой установкой в процессе подготовки нефти, является бензиновой фракцией, выделяемой ректификацией или сепарацией нефти, с последующим добавлением стабильной нефти в количестве до 5% по объему; температура начала кипения не ниже 28°С; 90% перегоняется при температуре не выше 240°С; давление насыщенных паров в летний период не более 66,7 кПа (500 мм рт.ст.); давление насыщенных паров в зимний период не более 93,3 кПа (700 мм рт.ст.); температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, не ниже минус 39°С, производится по ТУ 0251-062-00151638-2006.On-load tap-changer - liquid from yellow to black, produced by the workshop unit during the oil preparation process, is the gasoline fraction allocated by rectification or oil separation, followed by the addition of stable oil in an amount of up to 5% by volume; boiling point no lower than 28 ° С; 90% is distilled at a temperature not exceeding 240 ° C; the vapor pressure in the summer is not more than 66.7 kPa (500 mmHg); the vapor pressure in the winter is not more than 93.3 kPa (700 mmHg); flash point, determined in a closed crucible, not lower than minus 39 ° С, is made according to TU 0251-062-00151638-2006.
РП - смесь бензолсодержащей фракции, произведенной в процессе каталитического риформинга, и легкого вакуумного газойля. РП представляет собой однородную жидкость от слабо желтого до светло-коричневого цвета; плотность в пределах 700-745 кг/м3 при 20 или 15°С; температура начала перегонки не ниже 50°С; 90% перегоняется при температуре выше 218°С; объемная доля бензола не менее 8%, выпускается по ТУ 0258-007-06320171-2016.RP is a mixture of a benzene-containing fraction produced in the process of catalytic reforming and light vacuum gas oil. RP is a homogeneous liquid from slightly yellow to light brown in color; density in the range of 700-745 kg / m 3 at 20 or 15 ° C; distillation start temperature not lower than 50 ° С; 90% distilled at temperatures above 218 ° C; the volume fraction of benzene is at least 8%; it is produced according to TU 0258-007-06320101-201-2016.
Сольвент нефтяной выпускается по ГОСТ 10214-78 «Сольвент нефтяной. Технические условия» с изм. 1, 2, 3.Oil solvent is produced in accordance with GOST 10214-78 "Oil solvent. Technical conditions "as amended. 1, 2, 3.
В качестве реагента используют один из нижеперечисленных:As a reagent, use one of the following:
- СНПХ-4802 - смесь неиногенных и анионных поверхностно-активных веществ в водно-спиртовых растворах, предназначенная для переработки нефтешламов, стойких ловушечных водонефтяных эмульсий (ТУ 2458-333-05765670-2007 с изм. 1, 2, 3);- SNPCH-4802 - a mixture of non-inogenic and anionic surfactants in aqueous-alcoholic solutions intended for the processing of oil sludge, persistent trap oil-water emulsions (TU 2458-333-05765670-2007 with
- АФ9-12 - водорастворимое поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена со степенью оксиэтилирования 12 (ТУ 2483-077-05766801-98);- AF 9 -12 - soluble surfactant - monoalkylphenols ethoxylated propylene-based trimer having a degree of ethoxylation of 12 (TU 2483-077-05766801-98);
- моющий препарат МЛ-81Б - водный раствор смеси анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ (ТУ 2481-007-48482528-99 с изм. 1).- ML-81B detergent preparation - an aqueous solution of a mixture of anionic and nonionic surfactants (TU 2481-007-48482528-99, amend. 1).
Применение в качестве реагента любого из указанных приводит к одному техническому результату.The use of any of these as a reagent leads to one technical result.
Ингибированная соляная кислота выпускается по ТУ 2122-066-5350122-2007 с изм. 1, 2 или ТУ 2458-526-05763441-2010 с изм. 1, 2.Inhibited hydrochloric acid is produced according to TU 2122-066-5350122-2007 as amended. 1, 2 or TU 2458-526-05763441-2010 as amended. 12.
В качестве щелочного реагента используют 10-20%-ный водный раствор карбоната натрия (Na2CO3), или гидроксида натрия (NaOH), или гидроксида калия (KOH). Применение в качестве щелочного реагента любого из указанных растворов приводит к одному техническому результату.As an alkaline reagent, a 10-20% aqueous solution of sodium carbonate (Na 2 CO 3 ), or sodium hydroxide (NaOH), or potassium hydroxide (KOH) is used. The use of any of these solutions as an alkaline reagent leads to one technical result.
Na2CO3 (сода кальцинированная техническая) выпускается по ГОСТ 5100-85 «Сода кальцинированная техническая. Технические условия» с изм. 1.Na 2 CO 3 (technical soda ash) is produced according to GOST 5100-85 "Technical soda ash. Technical conditions "as amended. one.
NaOH выпускается по ГОСТ 4328-77 «Реактивы. Натрия гидроокись. Технические условия».NaOH is produced according to GOST 4328-77 "Reagents. Sodium hydroxide. Technical conditions. "
KOH выпускается по ГОСТ 24363-80 «Реактивы. Калия гидроокись. Технические условия».KOH is produced according to GOST 24363-80 “Reagents. Potassium hydroxide. Technical conditions. "
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Нагрев промежуточного слоя до 60-85°С с циркуляцией и одновременное введение разбавителя в промежуточный слой в количестве 10-25% к объему промежуточного слоя способствует снижению вязкости полученной смеси промежуточного слоя и разбавителя, а также растворению асфальто-смолистых веществ в промежуточном слое, являющихся одними из стабилизаторов устойчивой водонефтяной эмульсии промежуточного слоя.Heating the intermediate layer to 60-85 ° C with circulation and simultaneously introducing the diluent into the intermediate layer in an amount of 10-25% by volume of the intermediate layer helps to reduce the viscosity of the resulting mixture of the intermediate layer and diluent, as well as dissolving the asphalt-resinous substances in the intermediate layer, which are one of the stabilizers of a stable oil-water emulsion of the intermediate layer.
Последующая обработка смеси промежуточного слоя и разбавителя реагентом эффективно разделяет промежуточный слой, увеличивает смачиваемость частиц сульфида железа и облегчает перевод их в отделяющуюся водную фазу, тем самым снижая концентрацию сульфида железа в промежуточном слое и ослабляя бронирующие оболочки на глобулах воды.Subsequent treatment of the mixture of the intermediate layer and diluent with a reagent effectively separates the intermediate layer, increases the wettability of the iron sulfide particles and facilitates their transfer to the separated aqueous phase, thereby reducing the concentration of iron sulfide in the intermediate layer and weakening the armor shells on water globules.
Нагрев до 60-80°С с циркуляцией и дальнейшая обработка остаточного промежуточного слоя 10-25%-ной ингибированной соляной кислотой в количестве 10-50% к объему остаточного промежуточного слоя эффективно разделяет остаточный промежуточный слой и растворяет сульфид железа. В результате взаимодействия сульфида железа и ингибированной соляной кислоты образуется сероводород и хлорид железа, который затем переходит в воду и тем самым уменьшает концентрацию сульфида железа в нефтяной фазе промежуточного слоя.Heating to 60-80 ° C with circulation and further processing of the residual intermediate layer with 10-25% inhibited hydrochloric acid in an amount of 10-50% by volume of the residual intermediate layer effectively separates the residual intermediate layer and dissolves the iron sulfide. As a result of the interaction of iron sulfide and inhibited hydrochloric acid, hydrogen sulfide and iron chloride are formed, which then passes into water and thereby reduces the concentration of iron sulfide in the oil phase of the intermediate layer.
После обработки ингибированной соляной кислотой отделившаяся дренажная вода из промежуточного слоя имеет низкие значения рН и является кислой. Щелочной реагент взаимодействует с кислой дренажной водой с образованием соли и дренажной воды со значением рН 5,5-6,9, тем самым нейтрализуя кислую воду.After treatment with inhibited hydrochloric acid, the separated drainage water from the intermediate layer has low pH values and is acidic. The alkaline reagent interacts with acidic drainage water to form salt and drainage water with a pH value of 5.5-6.9, thereby neutralizing acidic water.
Количество и дозировку разбавителя, реагента, ингибированной соляной кислоты, щелочного реагента, параметры процесса обработки промежуточного слоя определяют на основании результатов лабораторных исследований.The amount and dosage of diluent, reagent, inhibited hydrochloric acid, alkaline reagent, the parameters of the processing of the intermediate layer is determined based on the results of laboratory studies.
Комплексная обработка промежуточного слоя включает термохимический способ обработки промежуточного слоя и способ обработки остаточного промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты. При этом используется технологическое оборудование одного и того же узла.Comprehensive processing of the intermediate layer includes a thermochemical method for processing the intermediate layer and a method for processing the residual intermediate layer using inhibited hydrochloric acid. In this case, technological equipment of the same unit is used.
На фиг. 1 представлена блок-схема комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа.In FIG. 1 is a block diagram of a complex treatment of an intermediate layer stabilized by iron sulfide.
На фиг. 2 представлена схема узла комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, термохимического способа обработки промежуточного слоя.In FIG. 2 is a diagram of a complex processing unit for an intermediate layer stabilized by iron sulfide, a thermochemical method for processing an intermediate layer.
Установка включает: трубопровод подвода сырья из накопительной емкости 1, теплоизолированный технологический отстойник 2, насос циркуляции жидкости 3, печь нагрева жидкости 4, теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5, автотранспорт с разбавителем 6, блок подачи реагента 7, трубопровод отвода газа 8, трубопровод откачки обработанной нефти 9, трубопровод откачки остаточного промежуточного слоя 10, трубопровод откачки дренажной воды на очистные сооружения 11, емкость для остаточного промежуточного слоя 12, насос для откачки с емкости остаточного промежуточного слоя 13.The installation includes: a pipeline for supplying raw materials from
На фиг. 3 представлена схема узла комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, способа обработки остаточного промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты.In FIG. 3 is a diagram of a complex processing unit for an intermediate layer stabilized by iron sulfide, a method for treating a residual intermediate layer using inhibited hydrochloric acid.
Установка включает: трубопровод подвода сырья из накопительной емкости 1, теплоизолированный технологический отстойник 2, насос циркуляции жидкости 3, печь нагрева жидкости 4, теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5, автотранспорт с соляной кислотой 6, трубопровод отвода газа 7, трубопровод откачки обработанной нефти 8, трубопровод откачки остаточного промежуточного слоя 9, трубопровод откачки дренажной воды на нейтрализацию 10, емкость для остаточного промежуточного слоя 11, насос для откачки с емкости остаточного промежуточного слоя 12, емкость нейтрализации дренажной воды 13, подземная емкость для щелочного реагента 14, трубопровод подачи щелочного реагента 15, насос циркуляции воды 16, трубопровод циркуляции воды 17, трубопровод откачки дренажной воды после нейтрализации на очистные сооружения 18.The installation includes: a pipeline for supplying raw materials from
Способ комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, осуществляют следующим образом.The method of complex processing of the intermediate layer stabilized by iron sulfide is as follows.
В процессе обработки промежуточный слой I из накопительной емкости УПН с концентрацией сульфида железа более 500 мг/дм3, направляют по трубопроводу подвода сырья из накопительной емкости 1 в теплоизолированный технологический отстойник 2. Перед выводом промежуточного слоя из накопительной емкости свободную дренажную воду сбрасывают. Циркулируют промежуточный слой по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2. Далее осуществляют нагрев промежуточного слоя в печи 4 до температуры 60-85°С. Одновременно с нагревом осуществляют подачу разбавителя II из автотранспорта 6 в количестве 10-25% к объему промежуточного слоя на прием насоса циркуляции жидкости 3. Далее циркулируют в течение 0,5-1 ч смесь промежуточного слоя с разбавителем по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2, при этом температура смеси промежуточного слоя и разбавителя должна составлять 60-85°С.During processing, the intermediate layer I from the storage tank UPN with an iron sulfide concentration of more than 500 mg / dm 3 is sent through the pipeline for supplying raw materials from the
После достижения заданной температуры смеси в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 и циркуляции смеси промежуточного слоя с разбавителем в течение 0,5-1 ч в смесь промежуточного слоя с разбавителем подают реагент III с помощью блока подачи реагента 7 при дозировке от 1000 до 12000 мг/дм3. Далее осуществляют циркуляцию смеси нагретого промежуточного слоя с разбавителем и реагентом через печь нагрева жидкости 4 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (не допускается нагревать промежуточный слой с реагентом до температуры выше 90°С) в течение 1-2 ч.After reaching the set temperature of the mixture in the heat-insulated
После чего горелки печи 4 тушат, насос циркуляции жидкости 3 останавливают и промежуточный слой I с разбавителем II и реагентом III отстаивают в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 48-120 ч.After that, the burners of the
Газ IV, образовавшийся при обработке промежуточного слоя I разбавителем II и реагентом III в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направляют по трубопроводу отвода газа 8 в газовую систему УПН.Gas IV, which was formed during the processing of intermediate layer I with diluent II and reagent III in a thermally insulated
Для контроля эффективности обработки промежуточного слоя до и после обработки производят отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 для проведения анализов по следующим показателям:To control the effectiveness of processing the intermediate layer before and after processing, sampling is carried out by levels in a thermally insulated
- массовая доля воды в нефти, %, определенная в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка;- mass fraction of water in oil,%, determined in accordance with GOST 14870-77 by the Dean-Stark method;
- массовая концентрация сульфида железа в нефти, мг/дм3, определенная по МВИ ТатНИПИнефть «Нефтяная фаза эмульсий. Определение массовой концентрации сульфида железа» с изм. 2016 г.;- mass concentration of iron sulfide in oil, mg / dm 3 , determined by MVI TatNIPIneft “Oil phase of emulsions. Determination of the mass concentration of iron sulfide "with rev. 2016;
- массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей»;- mass fraction of mechanical impurities in oil,%, determined according to GOST 6370-83 “Oil, oil products and additives. Method for determination of mechanical impurities ";
- микроскопический анализ проб.- microscopic analysis of samples.
После отстаивания промежуточного слоя с разбавителем и реагентом последовательно отделившуюся дренажную воду V по трубопроводу 11 направляют на очистные сооружения, остаточный промежуточный слой VI по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 10 откачивают в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 12, откуда с помощью насоса 13 откачивают в теплоизолированный технологический отстойник 2 для дальнейшей обработки остаточного промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты.After the intermediate layer with the diluent and reagent has settled, the successively separated drainage water V is sent through
Обработанную нефть VII с массовой долей воды до 0,5% направляют по трубопроводу откачки обработанной нефти 9 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.Processed oil VII with a mass fraction of water of up to 0.5% is sent through a pumping pipeline for processed
Обработанную нефть с массовой долей воды от 0,5 до 1% направляют на прием сырьевого насоса УПН в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.Treated oil with a mass fraction of water from 0.5 to 1% is sent to receive a feed pump UPN in a volume of from 0.1 to 10% by volume of crude oil.
При обработке остаточного промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты организовывают циркуляцию остаточного промежуточного слоя по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2 и далее нагрев в печи 4 до температуры 60-80°С.When processing the residual intermediate layer using inhibited hydrochloric acid, the residual intermediate layer is circulated along the technological chain: heat-insulated process sump 2 - liquid circulation pump 3 - liquid heating furnace 4 - heat-insulated liquid circulation pipe 5 - heat-insulated
После достижения заданной температуры остаточного промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 осуществляют подачу 10-25%-ной ингибированной соляной кислоты II из автотранспорта 6 в количестве 10-50% к объему остаточного промежуточного слоя на прием насоса циркуляции жидкости 3. Смесь остаточного промежуточного слоя и ингибированной соляной кислоты циркулируют в течение 1-2 ч по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2, при этом температура нагрева смеси остаточного промежуточного слоя и ингибированной соляной кислоты - 60-80°С. После чего горелки печи 4 тушат, насос циркуляции жидкости 3 останавливают и остаточный промежуточный слой I с ингибированной соляной кислотой отстаивают в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 48-120 ч.After reaching a predetermined temperature of the residual intermediate layer in a thermally insulated
Газ с сероводородом III, образовавшийся при обработке остаточного промежуточного слоя I ингибированной соляной кислотой II в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направляют по трубопроводу отвода газа 7 в газовую систему УПН.Gas with hydrogen sulfide III, formed during the processing of the residual intermediate layer I by inhibited hydrochloric acid II in a thermally insulated
Для контроля эффективности обработки остаточного промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты до и после обработки производят отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 для проведения анализов по показателям аналогичным как в термохимическом способе обработки промежуточного слоя.To control the effectiveness of processing the residual intermediate layer using inhibited hydrochloric acid, before and after processing, samples are taken at the levels in the heat-insulated
После отстаивания остаточного промежуточного слоя с ингибированной соляной кислотой последовательно отделившуюся дренажную воду IV по трубопроводу откачки дренажной воды 10 направляют в сборную емкость нейтрализации 13, остаточный промежуточный слой V по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 9 откачивают в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 11, откуда с помощью насоса 12 откачивают в автоцистерны и вывозят на нефтешламовую установку.After settling the residual intermediate layer with inhibited hydrochloric acid, the sequentially separated drainage water IV is sent through the
Обработанную нефть VI с массовой долей воды до 0,5% направляют по трубопроводу откачки обработанной нефти 8 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.Processed oil VI with a mass fraction of water of up to 0.5% is sent via a pumping pipeline for treated
Обработанную нефть с массовой долей воды от 0,5 до 1% направляют на прием сырьевого насоса УПН в объеме от 0,1 до 10% к объему сырой нефти.Treated oil with a mass fraction of water from 0.5 to 1% is sent to receive a feed pump UPN in a volume of from 0.1 to 10% by volume of crude oil.
Дренажную воду IV в сборной емкости 13 подвергают нейтрализации, для этого организовывают циркуляцию воды по технологической цепочке: емкость нейтрализации дренажной воды 13 - насос циркуляции воды 16 - трубопровод циркуляции воды 17 - емкость нейтрализации дренажной воды 13. Далее подают из подземной емкости 14 щелочной реагент в количестве от 40 до 120% к объему отделившейся воды по трубопроводу 15. После этого насос циркуляции воды 16 останавливают. Отстаивают в течение 0,5 ч. Доводят концентрацию ионов водорода в дренажной воде до показателя рН дренажной воды 3,0-6,0, до выпадения осадка. В случае выпадения осадка нейтрализацию дренажной воды останавливают. После дренажная вода VII направляется по трубопроводу 18 на очистные сооружения.The drainage water IV in the
Отделившуюся дренажную воду после нейтрализации контролируют по следующим показателям:Separated drainage water after neutralization is controlled by the following indicators:
- концентрация нефти в воде, мг/дм3, определенная по МВИ ТатНИПИнефть «Промысловая сточная вода. Массовая концентрация нефти»;- oil concentration in water, mg / dm 3 , determined by the MVI TatNIPIneft “Commercial wastewater. Mass concentration of oil ";
- концентрация твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в воде, мг/дм3, определенная по МВИ ТатНИПИнефть «Промысловая сточная вода. Определение концентрации взвешенных твердых частиц».- concentration of suspended solids (HD) in water, mg / dm 3 , determined by the MVI TatNIPIneft “Commercial wastewater. Determination of the concentration of suspended solids. "
С целью подтверждения возможности использования предлагаемого способа комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, были проведены испытания.In order to confirm the possibility of using the proposed method for complex processing of the intermediate layer stabilized by iron sulfide, tests were conducted.
Рекомендуется использовать при комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, термохимического способа обработки промежуточного слоя:It is recommended to use a thermochemical method for processing the intermediate layer during complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide:
- для промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа 500-5000 мг/дм3 - разбавитель в количестве 10% к объему промежуточного слоя и реагент при дозировке 1000-5000 мг/дм3;- for the intermediate layer with an iron sulfide concentration of 500-5000 mg / dm 3 , a diluent in an amount of 10% by volume of the intermediate layer and a reagent at a dosage of 1000-5000 mg / dm 3 ;
- для промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа 5000-10000 мг/дм3 - разбавитель в количестве 10-25% и реагент при дозировке 5000-12000 мг/дм3.- for the intermediate layer with an iron sulfide concentration of 5000-10000 mg / dm 3 , a diluent in an amount of 10-25% and a reagent at a dosage of 5000-12000 mg / dm 3 .
Рекомендуется использовать при комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, способа обработки остаточного промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты:It is recommended to use the method of processing the residual intermediate layer using inhibited hydrochloric acid in the complex treatment of the intermediate layer stabilized by iron sulfide:
- для остаточного промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа 3000-5000 мг/дм3 - 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 10-15% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 20-30%;- for the residual intermediate layer with an iron sulfide concentration of 3000-5000 mg / dm 3 , 20-25% inhibited hydrochloric acid in an amount of 10-15% or 10-15% inhibited hydrochloric acid in an amount of 20-30%;
- для остаточного промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа 5000-10000 мг/дм3 - 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 20-25% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 30-45%;- for the residual intermediate layer with an iron sulfide concentration of 5000-10000 mg / dm 3 , 20-25% inhibited hydrochloric acid in an amount of 20-25% or 10-15% inhibited hydrochloric acid in an amount of 30-45%;
- для остаточного промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа более 10000 мг/дм3 - 20-25%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 25-30% или 10-15%-ную ингибированную соляную кислоту в количестве 40-50%.- for the residual intermediate layer with an iron sulfide concentration of more than 10,000 mg / dm 3 , 20-25% inhibited hydrochloric acid in an amount of 25-30% or 10-15% inhibited hydrochloric acid in an amount of 40-50%.
В табл. 1 и 2 представлены условия и результаты осуществления способа комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, на 1-ой ступени термохимическим способом.In the table. 1 and 2, the conditions and results of the method for the complex treatment of an intermediate layer stabilized by iron sulfide at the first stage by a thermochemical method are presented.
В табл. 3 и 4 представлены условия и результаты осуществления способа комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, на 2-ой ступени обработки с использованием ингибированной соляной кислоты.In the table. Figures 3 and 4 show the conditions and results of the method for the complex treatment of an intermediate layer stabilized by iron sulfide at the second stage of treatment using inhibited hydrochloric acid.
Приведенные в табл. 4 данные свидетельствуют о том, что применение предлагаемого способа по сравнению со способом по наиболее близкому аналогу приводит к извлечению большего объема обработанной нефти из промежуточного слоя. При этом обработанная нефть характеризуется более низкими значениями массовой доли воды и концентрацией сульфида железа.Given in the table. 4 data indicate that the application of the proposed method in comparison with the method of the closest analogue leads to the extraction of a larger volume of processed oil from the intermediate layer. In this case, the processed oil is characterized by lower values of the mass fraction of water and the concentration of iron sulfide.
Использование в предлагаемом способе разбавителя в количестве менее 10% к объему промежуточного слоя не приводит к эффективному разделению промежуточного слоя. Использование разбавителя в количестве более 25% не ведет к значительному повышению эффективности способа, а лишь приводит к его удорожанию.The use of a diluent in the proposed method in an amount of less than 10% by volume of the intermediate layer does not lead to an effective separation of the intermediate layer. The use of diluent in an amount of more than 25% does not lead to a significant increase in the efficiency of the method, but only leads to its cost increase.
Использование в предлагаемом способе реагента менее 1000 мг/дм3 от объема промежуточного слоя не приводит к эффективному разделению промежуточного слоя. Использование реагента более 12000 мг/дм3 от объема промежуточного слоя не ведет к значительному повышению эффективности способа, а лишь приводит к его удорожанию.Using in the proposed method the reagent is less than 1000 mg / DM 3 the volume of the intermediate layer does not lead to an effective separation of the intermediate layer. The use of a reagent of more than 12000 mg / dm 3 of the volume of the intermediate layer does not lead to a significant increase in the efficiency of the method, but only leads to its cost increase.
Использование в предлагаемом способе ингибированной соляной кислоты с концентрацией менее 10% не приводит к эффективному разделению промежуточного слоя, и требуется большое количество ингибированной соляной кислоты, в результате чего образуется большой объем дренажной воды, которую затем необходимо нейтрализовать. Использование ингибированной соляной кислоты с концентрацией более 25% не ведет к значительному повышению эффективности способа, при более высокой концентрации снижается растворимость кислоты в воде, увеличивается испарение кислоты и ухудшается экологическая ситуация.The use of inhibited hydrochloric acid with a concentration of less than 10% in the proposed method does not lead to efficient separation of the intermediate layer, and a large amount of inhibited hydrochloric acid is required, resulting in a large volume of drainage water, which must then be neutralized. The use of inhibited hydrochloric acid with a concentration of more than 25% does not lead to a significant increase in the efficiency of the method; at a higher concentration, the solubility of the acid in water decreases, acid evaporation increases, and the environmental situation worsens.
Использование в предлагаемом способе щелочного реагента с концентрацией менее 10% приводит к необходимости применения большого объема щелочного реагента. Использование щелочного реагента с концентрацией более 20% повышает коррозионную агрессивность раствора и повышаются требования по безопасности его применения.The use in the proposed method of an alkaline reagent with a concentration of less than 10% leads to the need to use a large volume of alkaline reagent. The use of an alkaline reagent with a concentration of more than 20% increases the corrosiveness of the solution and increases the requirements for the safety of its use.
Пример выполнения способа.An example of the method.
Промежуточный слой I объемом 100 м3 из накопительной емкости УПН с массовой долей воды 58% и концентрацией сульфида железа 5650 мг/дм3 направили по трубопроводу подвода сырья из накопительной емкости 1 в теплоизолированный технологический отстойник 2. Была организована циркуляция промежуточного слоя по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2 с одновременным нагревом в печи 4 до температуры 85°С.The intermediate layer I with a volume of 100 m 3 from the storage tank UPN with a mass fraction of water 58% and a concentration of iron sulfide 5650 mg / dm 3 was sent through the pipeline for supplying raw materials from
Одновременно с нагревом в печи 4 осуществили подачу разбавителя РПН II из автотранспорта 6 в количестве 25% к объему промежуточного слоя (объем разбавителя 25 м3) на прием насоса циркуляции жидкости 3 с дальнейшей циркуляцией смеси по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2. При этом температура нагрева смеси составляла 85°С. Циркуляцию смеси нагретого промежуточного слоя с разбавителем осуществляли в течение 1 ч.Simultaneously with heating in
После достижения заданной температуры промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 и циркуляции смеси промежуточного слоя с разбавителем в течение 1 ч осуществили подачу реагента МЛ-81Б III с помощью блока подачи реагента 7 при дозировке 12000 мг/дм3. Далее осуществили циркуляцию смеси нагретого промежуточного слоя с разбавителем и реагентом через печь нагрева жидкости 4 при минимальном поступлении топливного газа на горелки (не допускается нагревать промежуточный слой с реагентом до температуры выше 90°С) в течение 1 ч. После чего горелки печи 4 потушили, насос циркуляции жидкости 3 остановили и промежуточный слой I с разбавителем и реагентом отстаивали в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 120 ч.After reaching the specified temperature of the intermediate layer in the heat-insulated
После чего газ IV, образовавшийся при обработке промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направили по трубопроводу отвода газа 8 в газовую систему УПН.After that, gas IV, which was formed during the processing of the intermediate layer in a thermally insulated
После отстаивания в течение 120 ч для контроля эффективности 1-ой ступени обработки произвели отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 и определили параметры обработанной нефти, остаточного промежуточного слоя и объем дренажной воды.After settling for 120 hours to control the effectiveness of the first stage of processing, samples were taken by levels in a thermally insulated
Выход обработанной нефти вместе с разбавителем (объем 46 м3), выход обработанной нефти без учета разбавителя (объем 21 м3) составил 21,0% от общего объема исходного промежуточного слоя. Обработанная нефть характеризуется массовой долей воды 0,24% и концентрацией сульфида железа 168 мг/дм3. Выход остаточного промежуточного слоя (объем 30 м3) составил 30% от общего объема исходного промежуточного слоя. Остаточный промежуточный слой характеризуется массовой долей воды 30,0% и концентрацией сульфида железа 6200 мг/дм3.The output of the processed oil together with the diluent (volume 46 m 3 ), the yield of the processed oil without taking into account the diluent (volume 21 m 3 ) amounted to 21.0% of the total volume of the initial intermediate layer. The processed oil is characterized by a mass fraction of water of 0.24% and a concentration of iron sulfide of 168 mg / DM 3 . The output of the residual intermediate layer (volume 30 m 3 ) amounted to 30% of the total volume of the initial intermediate layer. The residual intermediate layer is characterized by a mass fraction of water of 30.0% and a concentration of iron sulfide of 6200 mg / dm 3 .
После отстаивания промежуточного слоя с разбавителем и реагентом в течение 120 ч последовательно отделившуюся дренажную воду V по трубопроводу 11 направили на очистные сооружения, остаточный промежуточный слой VI по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 10 направили в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 12, откуда потом с помощью насоса 13 откачали в теплоизолированный технологический отстойник 2 на 2-ую ступень обработки промежуточного слоя с использованием ингибированной соляной кислоты.After settling the intermediate layer with diluent and reagent for 120 hours, the successively separated drainage water V was sent through
Обработанную нефть VII с массовой долей воды 0,24% (объем 46,0 м3) направили по трубопроводу откачки обработанной нефти 9 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН в объеме 5% к объему сырой нефти (на каждые 100 м3 сырой нефти подали 5 м3 обработанной нефти).Processed oil VII with a mass fraction of water of 0.24% (volume 46.0 m 3 ) was sent via a pumping pipeline for processed
Остаточный промежуточный слой объемом 30 м3 с массовой долей воды 30,0% и концентрацией сульфида железа 6200 мг/дм3 направили из емкости для сбора остаточного промежуточного слоя 12 на 2-ую степень обработки с использованием ингибированной соляной кислоты в теплоизолированный технологический отстойник 2. Была организована циркуляция остаточного промежуточного слоя по технологической цепочке: теплоизолированный технологический отстойник 2 - насос циркуляции жидкости 3 - печь нагрева жидкости 4 - теплоизолированный трубопровод циркуляции жидкости 5 - теплоизолированный технологический отстойник 2 с одновременным нагревом в печи 4 до температуры 80°С.The residual intermediate layer with a volume of 30 m 3 with a water mass fraction of 30.0% and an iron sulfide concentration of 6200 mg / dm 3 was sent from the tank for collecting the residual
После достижения заданной температуры остаточного промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 осуществили подачу 25%-ной ингибированной соляной кислоты II из автотранспорта 6 в количестве 20% (объем 6,0 м3) к объему остаточного промежуточного слоя на прием насоса циркуляции жидкости 3. При этом температура смеси составляла 80°С. Циркуляцию смеси нагретого остаточного промежуточного слоя и ингибированной соляной кислоты осуществляли в течение 1,5 ч, после чего горелки печи 4 потушили, насос циркуляции жидкости 3 остановили и остаточный промежуточный слой I с ингибированной соляной кислотой II отстаивали в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 в течение 120 ч.After reaching the set temperature of the residual intermediate layer in the heat-insulated
Газ с сероводородом III, образовавшийся при обработке остаточного промежуточного слоя в теплоизолированном технологическом отстойнике 2, направили по трубопроводу отвода газа 7 в газовую систему УПН.Gas with hydrogen sulfide III, which was formed during the processing of the residual intermediate layer in a thermally insulated
После отстаивания в течение 120 ч для контроля эффективности обработки произвели отбор проб по уровням в теплоизолированном технологическом отстойнике 2 и определили параметры обработанной нефти, остаточного промежуточного слоя и отделившейся дренажной воды.After settling for 120 hours, in order to control the processing efficiency, samples were taken by levels in the heat-insulated
Выход обработанной нефти (объем 11,4 м3) составил 38,0% от объема промежуточного слоя, образовавшегося после 1-ой ступени обработки. Обработанная нефть характеризуется массовой долей воды 0,28% и концентрацией сульфида железа 118 мг/дм3. Выход остаточного промежуточного слоя после обработки ингибированной соляной кислотой (объем 12,6 м3) составил 42% от объема исходного промежуточного слоя. Остаточный промежуточный слой характеризуется массовой долей воды 22% и концентрацией сульфида железа 2345 мг/дм3. Концентрация ионов водорода (активность), выраженная показателем рН отделившейся воды до нейтрализации, составила менее 1.The yield of processed oil (volume 11.4 m 3 ) amounted to 38.0% of the volume of the intermediate layer formed after the first stage of processing. The processed oil is characterized by a mass fraction of water of 0.28% and a concentration of iron sulfide of 118 mg / DM 3 . The yield of the residual intermediate layer after treatment with inhibited hydrochloric acid (volume 12.6 m 3 ) was 42% of the volume of the initial intermediate layer. The residual intermediate layer is characterized by a mass fraction of water of 22% and an iron sulfide concentration of 2345 mg / dm 3 . The concentration of hydrogen ions (activity), expressed by the pH of the separated water before neutralization, was less than 1.
После отстаивания в течение 120 ч последовательно отделившуюся дренажную воду IV объемом 6,0 м3 (20% от объема промежуточного слоя, образовавшегося после 1-ой ступени обработки без учета поданной ингибированной соляной кислоты) по трубопроводу откачки дренажной воды 10 направили в сборную емкость нейтрализации 13, остаточный промежуточный слой V по трубопроводу откачки остаточного промежуточного слоя 9 откачали в емкость для сбора остаточного промежуточного слоя 11, откуда с помощью насоса 12 откачали в автоцистерны и вывезли на нефтешламовую установку.After settling for 120 h, successively separated IV drainage water with a volume of 6.0 m 3 (20% of the volume of the intermediate layer formed after the first treatment step without taking into account the supplied inhibited hydrochloric acid) was sent to the neutralization collecting tank through the drainage
Обработанную нефть VI с массовой долей воды 0,28% (объем 11,4 м3) направили по трубопроводу откачки обработанной нефти 9 на вход ступени предварительного обезвоживания УПН в объеме 5% к объему сырой нефти (на каждые 100 м3 сырой нефти подали 5 м3 обработанной нефти).Treated oil VI with a mass fraction of water of 0.28% (volume 11.4 m 3 ) was sent via a pumping pipeline for treated
Дренажную воду IV в сборной емкости 13 подвергали нейтрализации, для этого циркулировали воду по технологической цепочке: емкость нейтрализации дренажной воды 13 - насос циркуляции воды 16 - трубопровод циркуляции воды 17 - емкость нейтрализации дренажной воды 13. Далее подавали 15%-ный водный раствор NaOH (объем 3,6 м3) в количестве 60% от объема отделившейся воды из подземной емкости 14 по трубопроводу 15. После циркуляции, отстаивания и довели концентрацию ионов водорода, выраженной показателем рН дренажной воды до значения 3,0, не допуская выпадения осадка. Дале дренажную воду после нейтрализации VII по трубопроводу 19 направили на очистные сооружения. Дренажная вода после нейтрализации характеризуется концентрацией нефти в воде 235 мг/дм3 и концентрацией ТВЧ в воде 115 мг/дм3.The drainage water IV in the collecting
Остальные примеры осуществления способа комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа выполняют аналогично, их условия и результаты приведены в табл. 1-4.Other examples of the method for complex processing of the intermediate layer stabilized by iron sulfide are performed similarly, their conditions and results are given in table. 1-4.
Предлагаемый способ комплексной обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, имеет следующие преимущества:The proposed method for the complex treatment of the intermediate layer stabilized by iron sulfide has the following advantages:
- во-первых, достигается наибольшая эффективность при обработке промежуточного слоя с концентрацией сульфида железа более 500 мг/дм3;- firstly, the greatest efficiency is achieved when processing the intermediate layer with an iron sulfide concentration of more than 500 mg / dm 3 ;
- во-вторых, нейтрализуется дренажная вода, образовавшаяся после обработки промежуточного слоя ингибированной соляной кислотой;- secondly, drainage water formed after treatment of the intermediate layer with inhibited hydrochloric acid is neutralized;
- в-третьих, увеличивается объем извлеченной кондиционной нефти из промежуточного слоя;- thirdly, the volume of extracted conditioned oil from the intermediate layer increases;
- в-четвертых, снижается объем промежуточного слоя по сравнению с его исходным количеством, что снижает затраты на его утилизацию;- fourthly, the volume of the intermediate layer is reduced in comparison with its initial amount, which reduces the cost of its disposal;
- в-пятых, снижается объем использования ингибированной соляной кислоты, что снижает объем дренажной воды, которую необходимо нейтрализовать;- fifth, the use of inhibited hydrochloric acid is reduced, which reduces the amount of drainage water that must be neutralized;
- в-шестых, достигается экономия затрат за счет использования менее дорогостоящего реагента.- sixth, cost savings are achieved through the use of a less expensive reagent.
В табл. 2, 3, 4 номера проб соответствуют номерам проб в табл. 1 и соответственно в таблицах 2 и 4 приведены результаты для данных проб.In the table. 2, 3, 4 sample numbers correspond to sample numbers in the table. 1 and, respectively, tables 2 and 4 show the results for these samples.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018134688A RU2678589C1 (en) | 2018-10-01 | 2018-10-01 | Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018134688A RU2678589C1 (en) | 2018-10-01 | 2018-10-01 | Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2678589C1 true RU2678589C1 (en) | 2019-01-30 |
Family
ID=65273602
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018134688A RU2678589C1 (en) | 2018-10-01 | 2018-10-01 | Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2678589C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2776619C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning an oil pipeline from deposits of asphaltenes, resins, paraffin, salts and water-oil emulsions using a reagent torpedo |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2044479C1 (en) * | 1991-11-25 | 1995-09-27 | Научно-производственное объединение "Тест-Радио" Лтд. | Installation for extracting honey from honeycomb frames |
| RU2230772C1 (en) * | 2003-06-09 | 2004-06-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of treating persistent oil emulsion |
| WO2014028193A1 (en) * | 2012-08-14 | 2014-02-20 | General Electric Company | Demulsifying compositions and methods of use |
| RU2527953C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation |
-
2018
- 2018-10-01 RU RU2018134688A patent/RU2678589C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2044479C1 (en) * | 1991-11-25 | 1995-09-27 | Научно-производственное объединение "Тест-Радио" Лтд. | Installation for extracting honey from honeycomb frames |
| RU2230772C1 (en) * | 2003-06-09 | 2004-06-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of treating persistent oil emulsion |
| WO2014028193A1 (en) * | 2012-08-14 | 2014-02-20 | General Electric Company | Demulsifying compositions and methods of use |
| RU2527953C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2776619C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning an oil pipeline from deposits of asphaltenes, resins, paraffin, salts and water-oil emulsions using a reagent torpedo |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3692668A (en) | Process for recovery of oil from refinery sludges | |
| CN1197794C (en) | Oil-containing sludge treating method | |
| CN103805227A (en) | Pre-treatment process method of high acid crude oil | |
| US20200238198A1 (en) | Slop oil Treating Device | |
| CN103121780A (en) | Oil sludge treatment method | |
| CN106186609A (en) | A kind of process technique of oily sludge | |
| CN104496132B (en) | Oil field oil sludge New Process for Treatment | |
| CN105001906A (en) | Device and method for removing water and metal salt in crude oil | |
| RU2386663C1 (en) | Treatment method of oil emulsion of interlayers of capacitive equipment of preparation of oil and water | |
| RU2678589C1 (en) | Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide | |
| CN103113912A (en) | Method for separating and extracting crude oil from oil sand | |
| CN111747623A (en) | Integrated treatment process for oily sludge | |
| CN115403243B (en) | Fatlute processing system | |
| CN105950212A (en) | Aged sump oil treatment process | |
| RU2671565C1 (en) | Method for processing intermediate layer stabilized by iron sulphide, using inhibited salt acid (options) | |
| CN106915849B (en) | Oil-water separation device and process for oilfield acidizing fracturing fluid | |
| CN105540933A (en) | Method and system for rapid treatment of oil-water well return acidizing fluid | |
| CN206814441U (en) | A kind of processing equipment of electric field acceleration extract and separate oil-polluted water | |
| CN107418617A (en) | A kind of chemical treatment method of the high acid emulsifier aged crude oil of heavy | |
| CN204897839U (en) | Device of desorption crude oil normal water and metal salt | |
| Chen et al. | Pretreatment of super viscous oil wastewater and its application in refinery | |
| CN112876023A (en) | Pretreatment method for recovering oil sludge by using thermal desorption device | |
| CN110921936A (en) | Method for treating high-oil-quantity sewage | |
| CN110981156A (en) | Oil sludge three-phase separation method based on alkali modification | |
| RU2525984C1 (en) | Electrical desalting unit |