RU2694770C1 - Способ обработки донных осадков в резервуаре - Google Patents
Способ обработки донных осадков в резервуаре Download PDFInfo
- Publication number
- RU2694770C1 RU2694770C1 RU2018135816A RU2018135816A RU2694770C1 RU 2694770 C1 RU2694770 C1 RU 2694770C1 RU 2018135816 A RU2018135816 A RU 2018135816A RU 2018135816 A RU2018135816 A RU 2018135816A RU 2694770 C1 RU2694770 C1 RU 2694770C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- bottom sediments
- mixture
- oil
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B3/00—Cleaning by methods involving the use or presence of liquid or steam
- B08B3/04—Cleaning involving contact with liquid
- B08B3/08—Cleaning involving contact with liquid the liquid having chemical or dissolving effect
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto
- B08B9/08—Cleaning containers, e.g. tanks
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу обработки донных осадков в резервуаре. Способ включает подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы. Перед закачкой растворителя определяют объем донных осадков. Подачу растворителя осуществляют одновременно с перемешиванием донных осадков. В качестве растворителя используют растворитель парафинов нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию с температурой начала кипения не ниже 28°С и температурой 90% отгона не выше 240°С, или растворитель промышленный, являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе). Растворитель подают в количестве 25-30% от объема донных осадков. Перемешивание смеси донных осадков и растворителя в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток. Отстаивание смеси в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток. Полученную жидкую углеводородную фазу откачивают на установку подготовки нефти. Технический результат заключается в извлечении дополнительного объема нефти из донных осадков за счет повышения эффективности обработки донных осадков в резервуаре, снижении потерь ценного углеводородного сырья, получении жидкой углеводородной фазы с низким содержанием механических примесей и воды. 1 ил., 1 табл.
Description
Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам извлечения нефти из донных осадков, накапливающихся в резервуарах установок подготовки нефти и товарных парков.
Известен способ очистки резервуаров от донных осадков (патент RU №2442632, МПК B01D 17/00, опубл. 20.02.2012), включающий подачу нефти в придонную часть резервуара, отвод образующейся при этом смеси из нижней части резервуара с последующим нагревом ее в теплообменнике и многократной циркуляцией по схеме «резервуар-теплообменник-распределитель потока». Дополнительно смесь могут подвергать ультразвуковой обработке и вводить в нее диспергатор парафинов или депрессорную присадку.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность извлечения углеводородов, содержащихся в донных осадках, необходимость дополнительного нагрева и ультразвуковой обработки, высокое содержание мехпримесей и воды в жидкой углеводородной фазе.
Известен способ обработки донных осадков в резервуаре, включающий подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем в течение 8-10 ч и откачку жидкой углеводородной фазы. При этом подогревают оставшийся осадок непосредственным контактом с теплоносителем. В качестве теплоносителя используют нефтяной растворитель, например, нефть, керосин, дизельное топливо (заявка RU №96107765, МПК В08В 9/08, опубл. 27.06.1998).
Недостатками данной технологии являются:
- низкая эффективность обработки донных осадков в резервуаре, так как остается высокое содержание механических примесей и воды в жидкой углеводородной фазе;
- необходимость установки дополнительного оборудования для нагрева растворителя;
- увеличение энергозатрат;
- высокие экономические расходы на реализацию технологии.
Известен способ обработки донных осадков, включающий подачу растворителя, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы (патент RU №2165445, МПК C10G 1/04, опубл. 20.04.2001 в бюл. №11). В качестве растворителя используют смесь фракций перегонки нефти с температурой кипения 50-220°С, которую вводят в шлам до достижения постоянной плотности шламового раствора. Шламовый раствор обрабатывают водным раствором флокулянта в соотношении 10:1 с последующим отстаиванием.
Недостатками данного способа являются:
- сложность способа обработки донных осадков, требующего сооружения дополнительных емкостей, трубопроводов, смены ввода для растворителя;
- необходимость постоянного контроля плотности смеси растворителя и донного осадка;
- высокий расход растворителя;
- высокие экономические затраты на реализацию способа.
Наиболее близким аналогом является способ обработки донных осадков, включающий подачу растворителя и отстаивание смеси осадков с растворителем (патент US №4017377, МПК C10G 1/04, опубл. 12.04.1977).
Недостатком данного способа является недостаточно высокая степень извлечения нефти из донных осадков в резервуаре.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются: извлечение дополнительного объема нефти из донных осадков за счет повышения эффективности обработки донных осадков в резервуаре, снижение потерь ценного углеводородного сырья, получение жидкой углеводородной фазы с низким содержанием механических примесей и воды, повышение производительности работы резервуара, расширение технологических возможностей способа за счет использования в качестве растворителя продукта собственного производства, снижение затрат на очистку резервуаров и утилизацию донных осадков.
Поставленные задачи решаются способом обработки донных осадков в резервуаре, включающим подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы.
Новым является то, что перед закачкой растворителя определяют объем донных осадков, подачу растворителя осуществляют одновременно с перемешиванием донных осадков, в качестве растворителя используют растворитель парафинов нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию с температурой начала кипения не ниже 28°С и температурой 90% отгона не выше 240°С, или растворитель промышленный, являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе), растворитель подают в количестве 25-30% от объема донных осадков, перемешивание смеси донных осадков и растворителя в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, отстаивание смеси в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, полученную жидкую углеводородную фазу откачивают на установку подготовки нефти.
На фигуре представлена схема резервуара с указанием технологических потоков для обработки донных осадков.
Схема содержит резервуар 1, штуцер подачи растворителя 2, перемешивающее устройство 3, насос откачки 4, замерный люк 5, блок предварительного обезвоживания 6.
Сущность способа заключается в следующем.
Выполняют откачку нефти из резервуара 1 через насос откачки 4 до минимального уровня, при котором возможна работа перемешивающего устройства 3. В качестве перемешивающего устройства применяют устройство для размыва донных отложений типа «Тайфун». По тарировочной таблице резервуара определяют объем донных осадков. Включают перемешивающее устройство 3 и одновременно через штуцер подачи растворителя подают растворитель I в количестве 25-30% от объема донных осадков. В качестве растворителя используют продукт собственного производства: растворитель парафинов нефтяной (РПН), представляющий собой бензиновую фракцию с высоким содержанием нормальных и изомерных парафиновых углеводородов, что определяет высокую растворяющую способность РПН по отношению к парафинам и его способность извлекать углеводородную фазу из донных осадков, с температурой начала кипения не ниже 28°С; температурой 90% отгона не выше 240°С, моющей способностью 76,8% при 20°С (Т - 120 мин) (таблица 1), которая вырабатывается на установке комплексной подготовки нефти по ТУ 0251-062-00151638-2006, или растворитель промышленный (РП), являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе), моющей способностью 85,6% при 20°С (Т - 120 мин), получаемый на нефтеперерабатывающей установке по ТУ 0258-007-06320171-2016.
На практике обычно используют растворители, содержащие более тяжелые углеводороды, вследствие чего их эффективность в качестве растворителя парафинов ниже. Далее продолжают перемешивание смеси донных осадков и растворителя в течение 7-10 суток, после чего отстаивают смесь в течение 7-10 суток. Продолжительность перемешивания и отстаивания определяют по эффективности разделения смеси на жидкую углеводородную часть и остаток, которую определяют по уровню донных осадков через замерный люк 5, например, ручным способом при помощи рулетки с лотом или любым другим известным методом. По завершении перемешивания и отстаивания смеси донных осадков и растворителя объем жидкой углеводородной фазы составляет не менее двух объемов закачанного растворителя. Затем оценивают качество углеводородной фазы путем послойного отбора проб через каждые 0,3-0,5 м.
Качество углеводородной фазы оценивают по показателям массовой доли воды и механических примесей. Если массовая доля воды в жидкой углеводородной фазе составляет менее 5%, содержание мехпримесей менее 0,2%, то углеводородную фазу II откачивают с помощью насоса откачки 4 на выход блока предварительного обезвоживания 6 для смешения с предварительно обезвоженной нефтью. При этом объемная доля жидкой углеводородной фазы в смеси с предварительно обезвоженной нефтью не должна превышать 10%.
Если массовая доля воды в жидкой углеводородной фазе составляет более 5%, содержание мехпримесей менее 0,2%, то углеводородную фазу II откачивают на вход блока предварительного обезвоживания 6 для смешения с продукцией скважин и последующего предварительного обезвоживания. При этом объемная доля жидкой углеводородной фазы в смеси с продукцией скважин не должна превышать 10% от объема поступающей эмульсии (без учета «свободной воды»).
Пример конкретного выполнения предлагаемого способа.
На товарном парке из резервуара через насос откачали нефть до минимального уровня, при котором возможна работа перемешивающего устройства. В качестве перемешивающего устройства применили устройство для размыва донных отложений типа «Тайфун». Определили объем и состав донных осадков. Объем составил 1023 м3. Состав донных осадков следующий: массовая доля воды - 6,9%, мехпримесей - 1,7%, асфальтенов - 1,8%, парафинов - 23,9%, смол - 9,7%, масла - 56%. Затем включили перемешивающее устройство и начали подачу в резервуар через штуцер РПН или РП в количестве 280 м3. Закачку растворителя осуществляли в область пропеллера перемешивающего устройства при постоянном перемешивании донных осадков и растворителя. После закачки растворителя в полном объеме перемешивание было продолжено в течение 7 суток. После остановки перемешивающего устройства смесь донных осадков с растворителем отстаивали в течение 7 суток. Затем выполнили отбор проб жидкой углеводородной фазы по уровням резервуара с интервалом 0,5 м. Установлено, что в пробах с уровней в диапазоне 2,5-4 м массовая доля воды составила 0,26-0,6%, массовая доля мехпримесей - 0,04%. В пробе с уровня 2 м массовая доля воды составила 15,5%, массовая доля мехпримесей - 0,18%. В пробе с уровня 1,9 м массовая доля воды составила 19,1%, массовая доля мехпримесей - 0,41%. Выполнена откачка жидкой углеводородной фазы до уровня 2 м. Доля извлеченной из донных осадков углеводородной фазы составила 503 м3 (без учета объема растворителя). Объем донных осадков снизился до 520 м3, т.е. в 1,97 раза. Остаток представляет собой концентрат мехпримесей, воды и высокомолекулярных компонентов. Его направили на установку переработки донных осадков. Реализация технологии позволила извлечь дополнительно 397 т нефти. Экономический эффект мероприятия составил 4293,3 тыс. р.
Предлагаемый способ обработки донных осадков в резервуаре имеет следующие преимущества:
- во-первых, позволяет извлечь дополнительный объем нефти из донных осадков и снизить потери ценного углеводородного сырья;
- во-вторых, позволяет получить жидкую углеводородную фазу с низким содержанием мехпримесей и воды;
- в-третьих, повышает производительность работы резервуара;
- в-четвертых, расширяет технологические возможности способа за счет использования в качестве растворителя продукта собственного производства;
- в-пятых, снижает энергозатраты и расходы на очистку резервуара и утилизацию донных осадков.
Claims (1)
- Способ обработки донных осадков в резервуаре, включающий подачу растворителя в резервуар, перемешивание осадков с растворителем, отстаивание смеси осадков с растворителем и откачку жидкой углеводородной фазы, отличающийся тем, что перед закачкой растворителя определяют объем донных осадков, подачу растворителя осуществляют одновременно с перемешиванием донных осадков, в качестве растворителя используют растворитель парафинов нефтяной, представляющий собой бензиновую фракцию с температурой начала кипения не ниже 28°С и температурой 90% отгона не выше 240°С, или растворитель промышленный, являющийся побочным продуктом процесса каталитического риформинга, представляющий собой смесь ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов, с содержанием ароматических углеводородов не менее 8% (по массе), растворитель подают в количестве 25-30% от объема донных осадков, перемешивание смеси донных осадков и растворителя в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, отстаивание смеси в резервуаре осуществляют в течение 7-10 суток, полученную жидкую углеводородную фазу откачивают на установку подготовки нефти.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018135816A RU2694770C1 (ru) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Способ обработки донных осадков в резервуаре |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018135816A RU2694770C1 (ru) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Способ обработки донных осадков в резервуаре |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2694770C1 true RU2694770C1 (ru) | 2019-07-16 |
Family
ID=67309383
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018135816A RU2694770C1 (ru) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Способ обработки донных осадков в резервуаре |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2694770C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773848C1 (ru) * | 2021-01-29 | 2022-06-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ТРАНСМЕЛЕКС" (ООО "ТРАНСМЕЛЕКС") | Способ очистки внутренней поверхности резервуара |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4017377A (en) * | 1974-04-19 | 1977-04-12 | Fairbanks Jr John B | Process and fluid media for treatment of tar sands to recover oil |
| US4357175A (en) * | 1980-04-10 | 1982-11-02 | Stauffer Chemical Company | Process for cleaning the interiors of vessels |
| RU2047647C1 (ru) * | 1991-02-19 | 1995-11-10 | Мамлеев Рамиль Акрамович | Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии |
| RU2314882C2 (ru) * | 2006-02-26 | 2008-01-20 | Хатмулла Габдуллович Гильманов | Способ очистки резервуара от донных отложений и устройство для его осуществления |
| RU2683742C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2019-04-01 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Способ очистки внутренней поверхности резервуаров от донных отложений с применением химических реагентов |
-
2018
- 2018-10-09 RU RU2018135816A patent/RU2694770C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4017377A (en) * | 1974-04-19 | 1977-04-12 | Fairbanks Jr John B | Process and fluid media for treatment of tar sands to recover oil |
| US4357175A (en) * | 1980-04-10 | 1982-11-02 | Stauffer Chemical Company | Process for cleaning the interiors of vessels |
| RU2047647C1 (ru) * | 1991-02-19 | 1995-11-10 | Мамлеев Рамиль Акрамович | Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии |
| RU2314882C2 (ru) * | 2006-02-26 | 2008-01-20 | Хатмулла Габдуллович Гильманов | Способ очистки резервуара от донных отложений и устройство для его осуществления |
| RU2683742C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2019-04-01 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Способ очистки внутренней поверхности резервуаров от донных отложений с применением химических реагентов |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773848C1 (ru) * | 2021-01-29 | 2022-06-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ТРАНСМЕЛЕКС" (ООО "ТРАНСМЕЛЕКС") | Способ очистки внутренней поверхности резервуара |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108203592B (zh) | 一种原油脱盐脱水设备及其应用 | |
| CN103805227A (zh) | 一种高酸原油的预处理工艺方法 | |
| CN110104728B (zh) | 一种超声波含硫污水处理污油的方法及装置 | |
| RU2698667C1 (ru) | Способ переработки нефтесодержащего шлама и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2694770C1 (ru) | Способ обработки донных осадков в резервуаре | |
| RU2386663C1 (ru) | Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды | |
| US2273915A (en) | Process of desalting petroleum | |
| RU2499814C2 (ru) | Устройство и способ для извлечения тяжелых углеводородов из потока растворителя | |
| RU2527953C1 (ru) | Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды | |
| RU2683742C1 (ru) | Способ очистки внутренней поверхности резервуаров от донных отложений с применением химических реагентов | |
| CN110104704A (zh) | 一种含硫污水处理污油的方法及装置 | |
| CN206666453U (zh) | 一种煤焦油预处理系统 | |
| CN210085017U (zh) | 一种超声波含硫污水处理污油的装置 | |
| RU76252U1 (ru) | Производственный комплекс по переработке и утилизации нефтешламов | |
| CN205528619U (zh) | 一种炼油厂污油处理系统 | |
| RU2277116C1 (ru) | Способ обессоливания нефти | |
| RU163564U1 (ru) | Устройство для циклической очистки пластовой воды на установках предварительной подготовки нефти | |
| RU2442632C2 (ru) | Способ очистки резервуара от нефтешламов | |
| RU2230771C2 (ru) | Способ обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта | |
| RU2759496C1 (ru) | Установка для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти | |
| RU2724726C1 (ru) | Способ подготовки осложнённой нефтяной эмульсии и установка для его осуществления | |
| RU2525984C1 (ru) | Электрообессоливающая установка | |
| RU2397794C1 (ru) | Способ промысловой подготовки парафинистой нефти | |
| RU2164435C1 (ru) | Установка подготовки тяжелой асфальтосмолистой нефти | |
| RU2671565C1 (ru) | Способ обработки промежуточного слоя, стабилизированного сульфидом железа, с использованием ингибированной соляной кислоты (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201010 |