SU1666520A1 - Method of crude oil desalting - Google Patents

Method of crude oil desalting Download PDF

Info

Publication number
SU1666520A1
SU1666520A1 SU894729162A SU4729162A SU1666520A1 SU 1666520 A1 SU1666520 A1 SU 1666520A1 SU 894729162 A SU894729162 A SU 894729162A SU 4729162 A SU4729162 A SU 4729162A SU 1666520 A1 SU1666520 A1 SU 1666520A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
water
oil
desalting
drainage
separated
Prior art date
Application number
SU894729162A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Вазих Харисович Шаймарданов
Ильдар Музагитович Башаров
Евгений Исаакович Богомольный
Андрей Леонидович Шубин
Людмила Леонидовна Кардапольцева
Зиннур Мирсалиханович Хусаинов
Original Assignee
Удмуртский Комплексный Отдел Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Удмуртский Комплексный Отдел Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности filed Critical Удмуртский Комплексный Отдел Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности
Priority to SU894729162A priority Critical patent/SU1666520A1/en
Application granted granted Critical
Publication of SU1666520A1 publication Critical patent/SU1666520A1/en

Links

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение касаетс  нефтепереработки и нефтедобычи, в частности обессоливани  нефти. Цель - улучшение степени обессоливани . Дл  этого предварительно отдел ют дренажную воду, а затем промывают водой, содержащей нитраты натри  или аммони , в режиме интенсивного диспергировани  в присутствии деэмульгатора с последующим отстоем и отделением выделившейс  воды (ее затем лучше подавать на смешение с нефтью перед предварительным отстоем в количестве, равном объему отделившейс  дренажной воды). В этом случае остаточное содержание воды в нефти составл ет 0,1 - 0,3 мас.%, хлористых солей 18 - 48 мг/л против 0,3% воды и 133 мг/л солей в известном случае. 1 з.п.ф-лы, 1 табл.The invention relates to oil refining and oil production, in particular oil desalting. The goal is to improve the degree of desalination. For this, drainage water is preliminarily separated, and then washed with water containing sodium or ammonium nitrates in an intensive dispersion mode in the presence of a demulsifier, followed by settling and separation of released water (it is then better to mix it with oil before preliminary settling in an amount equal to separated drainage water). In this case, the residual water content in the oil is 0.1–0.3 wt.%, Chloride salts 18–48 mg / l versus 0.3% water and 133 mg / l salts in the known case. 1 hp ff, 1 tab.

Description

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к процессам обессоливани  нефти при подготовке ее на промыслах.The invention relates to the oil industry, in particular to the processes of desalting oil in its preparation in the fields.

Цель изобретени  - повышение степени обессоливани  нефти.The purpose of the invention is to increase the degree of desalting of oil.

Примеры 1-10. На установку подготовки нефть Гремихинского месторождени  НГДУ Ижевскнефть, подвергнутую паротепловому воздействию в пласте, поступает со следующими физико-химическими свойствами:Examples 1-10. The installation of the preparation of the oil of the Gremikhinsky oil and gas field NGDU Izhevskneft, subjected to steam and thermal effects in the reservoir, comes with the following physical and chemical properties:

В зкость, мПа.с 180-262Viscosity, mPa.s 180-262

Плотность, кг/м3 940-960Density, kg / m3 940-960

Содержание воды,Water content

мас.%36-50wt.% 36-50

Содержание хлоридов, мг/л99650-119752The content of chlorides, mg / l 99650-119752

Свойства пробы нефти после предварительного отсто  с отделением воды: В зкость, мПа-с 141-163 Плотность, кг/м3 918-920 Содержание воды, мас.%0,14-2,2Properties of oil samples after preliminary separation with water separation: Viscosity, mPa-c 141-163 Density, kg / m3 918-920 Water content, wt.% 0.14-2.2

Содержание хлоридов , мг/л200-400 Отобранные пробы обезвоженной нефти обрабатывают водными растворами нитратов натри  или аммони  при интенсивном перемещении лабораторной мешалкой в течение 5 мин. Кроме того, в пробы нефти дозируют 75 г/т деэмульсдThe content of chlorides, mg / l 200-400 Selected samples of the dried oil are treated with aqueous solutions of sodium or ammonium nitrates with intensive movement of a laboratory stirrer for 5 minutes. In addition, 75 g / t deemulsd is metered into oil samples.

юYu

гатора марки EW-5, После статического отстаивани  полученных эмульсий нефти при 55 °С в течение 3 ч выделившуюс  воду, содержащую нит-ч раты и хлориды, сливают.After static settling of the obtained oil emulsions at 55 ° C for 3 hours, the separated water containing nitrates and chlorides is drained.

Пример 11-12. Процесс провод т , как в примерах 1-10, но дл  промывки используют воду, содержащую нитрат аммони .10Example 11-12. The process is carried out as in Examples 1-10, but water containing ammonium nitrate is used for washing. 10

Пример 13. Опыт провод т как и в примерах 1-10, но используют дл  промывки пресную воду.Example 13. The experiment was carried out as in Examples 1-10, but fresh water was used for washing.

Пример 14-17. Опыт провод т как в примерах 1-10, но дл  промывки 15 используют дренажные воды с технологических аппаратов , представл ющие собой растворы хлоридов натри , магни  кальци  з воде. В примерах 1-17Example 14-17. The experiment was carried out as in Examples 1-10, but for washing 15, drainage waters from process equipment, which are solutions of sodium chloride, calcium magnesium, and water are used. In examples 1-17

глубокое обезвоживание в отстойник ( ОГ-200). После обезвоживани  неф направл ют в такой же смеситель 4, который подают раствор нитрата амм ни  5, и далее на ступень обессоли ни  в электродегидратор 6. Раствор нитрата аммони  циркулирует по цик лу: буферна  емкость 7 - насос 8 - смеситель 4 - электродегидратор 6 буферна  емкость 7. Часть дренажны вод 2 со ступени обессоливани , ра ную по объему выделившейс  из обраба ваемой нефти дренажной воде 9, направл ют на смешение в смеситель 1 эмульсией нефти. Дренажи 9 с отсто ников 3 (ОГ-200) направл ютс  на у тановку предварительного сброса (У Готовую обессоленную и обезвоженнуdeep dewatering in a settling tank (OG-200). After dehydration, the nave is sent to the same mixer 4, which serves the ammonium nitrate solution 5, and then to the desalted stage or the dehydrator 6. The ammonium nitrate solution circulates through the cycle: buffer tank 7 - pump 8 - mixer 4 - dehydrator 6 Capacity 7. A part of the drainage of water 2 from the desalting stage, the volume of the drainage water 9 separated from the oil being processed, is directed to the emulsion of the oil in the mixer 1. Drainage 9 from the otostics 3 (OG-200) are directed to the pre-discharge unit (U Ready demineralized and dehydrated

исходна  нефть содержит 215 мг/л неФть направл ют в товарный парк.the original oil contains 215 mg / l of oil sent to the fleet.

В табл. 2 приведены результаты, полученные при обработке нефти, со держащей 200-400 мг/л хлоридов и 0 2,2 мас.% воды.In tab. 2 shows the results obtained in the processing of oil containing 200-400 mg / l of chlorides and 0 2.2 wt.% Water.

ридов и 1,2 мас.% воды.and 1.2% by weight of water.

Результаты представлены в табл. 1.The results are presented in table. one.

Пример 18. Опыт провод т, как в примере 1, но часть воды, выделившейс  при промывке, подают на смешение с нефтью перед обезвоживанием в количестве, равном объему дренажной воды, выделившейс  при глубоком обезвоживании. Перед обезвоживанием нефть содержит 20 мг/л хлори- дов и 2. 5 мае.% воды. После подачи на смешение с эмульсией нефти дренажной воды ступени обегсоливани  (раствор нитратов и хлоридов) содержание хлоридов после ступени глубокого обезвоживани  составл ет 152 мг/л и воды 1,0 мас.% против 215 мг/л и 1,2 мас.% соответственно без подачи на ступень обезвоживани  дренажной воды. При этом содержание хлоридов на ступени обессоливани  составл ет 25 мг/л (см. табл. 1).Example 18 The test was carried out as in Example 1, but a portion of the water released during the washing was fed to the mixture with oil before dehydration in an amount equal to the volume of drainage water released during deep dehydration. Before dehydration, the oil contains 20 mg / l of chlorides and 2. 5% by weight of water. After feeding the drainage water for mixing with the emulsion of the drainage water (a solution of nitrates and chlorides), the chloride content after the deep dehydration step is 152 mg / l and water 1.0% by weight against 215 mg / l and 1.2% by weight, respectively without supplying drainage water to the dewatering stage. The content of chlorides at the desalting stage is 25 mg / l (see Table 1).

Пример 19. Результаты лабораторных испытаний провер ют в промысловых услови х на установке, тех- нологическа  схема которой изображена на чертеже.Example 19. The results of laboratory tests were tested in field conditions at the facility, the technological scheme of which is shown in the drawing.

Подогретую небг ную змульсню в смесителе 1 с подвижной насадкой смешивают с водой 2, выделившейс  на ступени обессоливани , и подают наIn a mixer 1 with a movable nozzle, heated nebalsum emulsion is mixed with water 2 released in the desalting stage and fed to

глубокое обезвоживание в отстойник 3 (ОГ-200). После обезвоживани  нефть направл ют в такой же смеситель 4, в который подают раствор нитрата аммони  5, и далее на ступень обессолива- ни  в электродегидратор 6. Раствор нитрата аммони  циркулирует по циклу: буферна  емкость 7 - насос 8 - смеситель 4 - электродегидратор 6 - буферна  емкость 7. Часть дренажных вод 2 со ступени обессоливани , равную по объему выделившейс  из обрабатываемой нефти дренажной воде 9, направл ют на смешение в смеситель 1 с эмульсией нефти. Дренажи 9 с отстойников 3 (ОГ-200) направл ютс  на установку предварительного сброса (УПС) Готовую обессоленную и обезвоженнуюdeep dewatering in settler 3 (OG-200). After dehydration, the oil is sent to the same mixer 4, to which ammonium nitrate solution 5 is fed, and then to the desalination stage to the electric dehydrator 6. The ammonium nitrate solution circulates through the cycle: buffer tank 7 - pump 8 - mixer 4 - electric dehydrator 6 - Buffer tank 7. A part of the drainage water 2 from the desalting stage, equal in volume to the drainage water 9 released from the oil being treated, is sent for mixing into the mixer 1 with the oil emulsion. Drainage 9 from the settling tanks 3 (OG-200) are sent to the installation of preliminary discharge (UPS) Ready desalted and dehydrated

неФть направл ют в товарный парк.Oil is shipped to the fleet.

В табл. 2 приведены результаты, полученные при обработке нефти, содержащей 200-400 мг/л хлоридов и 0,14- 2,2 мас.% воды.In tab. 2 shows the results obtained in the processing of oil containing 200-400 mg / l of chlorides and 0.14-2.2 wt.% Water.

Там же дл  сравнени  даны результаты , полученные при обработке той же нефти по аналогичной схеме, но с использованием дл  промывки пресной воды .There, for comparison, the results obtained when treating the same oil in a similar way, but using fresh water for washing, are given.

Claims (2)

1.Способ обессоливани  нефти путем предварительного отделени  дренажной воды с последующей промывкой обезвоженной нефти водой в режиме интенсивного диспергировани  в присутствии деэмульгатора с последующим отстоем и отделением выделившейс  при этом воды, отличающийс  тем, что, с целью повышени  степени обессоливани , дл  промывки используют воду, содержащую нитрат натри 1. A method for desalting oil by pre-separating drainage water, followed by flushing the dried oil with water in an intensive dispersion mode in the presence of a demulsifier, followed by sludge and separating the separated water, in order to increase the degree of desalting, water is used for flushing sodium nitrate или аммони .or ammonium. 2.Способ по п. 1, отличающийс  тем, что воду, выделившуюс  при отстое, после промывки подают на смешение с нефтью перед предвари- тельньпч отстоем в количестве, равном объему отделившейс  дренажной воды.2. The method according to claim 1, wherein the water released during the sludge, after washing, is fed to the mixture with oil before the preliminary sludge in an amount equal to the volume of the separated drainage water. Таблица 1Table 1 Раствор нитрата аммони Ammonium nitrate solution 2 г/л по авт. св. № 1170767 Данные на ступени глубокого обезвоживани  2 g / l auth. St. № 1170767 Data on the steps of deep dehydration Таблица 2 Промывочна  жидкость Остаточное содержание в нефтиTable 2 Wash liquid Residual content in oil 10051005 1,51.5 9898 0,30.3 120-150 . 32-42120-150. 32-42 0,2-0,45 0,2-0,410.2-0.45 0.2-0.41
SU894729162A 1989-08-08 1989-08-08 Method of crude oil desalting SU1666520A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894729162A SU1666520A1 (en) 1989-08-08 1989-08-08 Method of crude oil desalting

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894729162A SU1666520A1 (en) 1989-08-08 1989-08-08 Method of crude oil desalting

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1666520A1 true SU1666520A1 (en) 1991-07-30

Family

ID=21465838

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU894729162A SU1666520A1 (en) 1989-08-08 1989-08-08 Method of crude oil desalting

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1666520A1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2329849A (en) * 1997-10-01 1999-04-07 Bp Kuwait Limited Oil and water separation system involving recycling of scrubbing water
RU2346024C2 (en) * 2002-08-30 2009-02-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Method of transferring metals from hydrocarbon phase into aqueous phase, composition for implementing this method, processed hydrocarbon emulsion
US8425765B2 (en) 2002-08-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Method of injecting solid organic acids into crude oil
RU2525984C1 (en) * 2013-08-26 2014-08-20 Андрей Владиславович Курочкин Electrical desalting unit
RU2530030C1 (en) * 2013-08-26 2014-10-10 Андрей Владиславович Курочкин Method of oil treatment for processing
US9790438B2 (en) 2009-09-21 2017-10-17 Ecolab Usa Inc. Method for removing metals and amines from crude oil

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР №1170767, кл. С 10 G 33/04, 1983. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева И.И. Технологи обессолива- ни нефтей на нефтеперерабатывающих предпри ти х. М.: Хими , 1985, с. 72- 74. 4 *

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2329849A (en) * 1997-10-01 1999-04-07 Bp Kuwait Limited Oil and water separation system involving recycling of scrubbing water
GB2329849B (en) * 1997-10-01 2002-03-27 Bp Kuwait Ltd Separation process
RU2346024C2 (en) * 2002-08-30 2009-02-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Method of transferring metals from hydrocarbon phase into aqueous phase, composition for implementing this method, processed hydrocarbon emulsion
US7799213B2 (en) 2002-08-30 2010-09-21 Baker Hughes Incorporated Additives to enhance phosphorus compound removal in refinery desalting processes
US8372271B2 (en) 2002-08-30 2013-02-12 Baker Hughes Incorporated Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes
US8425765B2 (en) 2002-08-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Method of injecting solid organic acids into crude oil
US9963642B2 (en) 2002-08-30 2018-05-08 Baker Petrolite LLC Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes
US9790438B2 (en) 2009-09-21 2017-10-17 Ecolab Usa Inc. Method for removing metals and amines from crude oil
RU2525984C1 (en) * 2013-08-26 2014-08-20 Андрей Владиславович Курочкин Electrical desalting unit
RU2530030C1 (en) * 2013-08-26 2014-10-10 Андрей Владиславович Курочкин Method of oil treatment for processing

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JPS63270794A (en) Demulsifying-stain removing agent
SU1666520A1 (en) Method of crude oil desalting
US4906354A (en) Process for improving the thermal stability of jet fuels sweetened by oxidation
US5047153A (en) Method for removing amine from solids
US3799872A (en) Oil-water separation
US2397077A (en) Refining of mineral oils
US2269134A (en) Desalting and demulsifying compound for petroleum emulsions
RU2134148C1 (en) Method of pyrolysis gas purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide
US4614597A (en) Recovery of oil and sulfonate from filter cake
RU1819286C (en) Method for treatment of oil emulsion stabilized with mechanical contaminants
RU1360185C (en) Process for disintegrating stable oil emulsions
KR0154363B1 (en) The process for the preparation of polybutene
RU2800459C1 (en) Method for purification of raw sulphate soap
US1695251A (en) Process for decolorizing kerosene, gasoline, and similar light petroleum distillates
RU2093242C1 (en) Method of destroying water-oil emulsion
SU141571A1 (en) The method of preventing the formation of emulsions and their destruction during alkaline cleaning of petroleum products
US2332793A (en) Refining of mineral oils
RU2705096C1 (en) Method for destruction of water-oil emulsions
SU1057522A1 (en) Composition for dehydrating and desalinating crude oil
US2126839A (en) Breaking petroleum emulsions
SU1397473A1 (en) Method of dehydrating high-viscosity crude oil
RU2046025C1 (en) Coal flotation method
SU1611923A1 (en) Method of dehydrating and desalinating oil
SU952950A1 (en) Process for deparaffination of petroleum products
SU1083914A3 (en) Method for treating stable emulsions of coal tar