SU1666520A1 - Method of crude oil desalting - Google Patents
Method of crude oil desalting Download PDFInfo
- 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
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)
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)
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 |
-
1989
- 1989-08-08 SU SU894729162A patent/SU1666520A1/en active
Non-Patent Citations (1)
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)
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 | |
RU2134148C1 (en) | Method of pyrolysis gas purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide | |
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 | |
RU2825410C1 (en) | Method of breaking oil emulsions and oil sludge | |
US1695251A (en) | Process for decolorizing kerosene, gasoline, and similar light petroleum distillates | |
RU2093242C1 (en) | Method of destroying water-oil emulsion | |
RU2800459C1 (en) | Method for purification of raw sulphate soap | |
US2332793A (en) | Refining of mineral oils | |
SU1057522A1 (en) | Composition for dehydrating and desalinating crude oil | |
RU2705096C1 (en) | Method for destruction of water-oil emulsions | |
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 | |
SU1488296A1 (en) | Composition for controlling asphalt, resin and paraffin deposits | |
SU1128964A1 (en) | Method of purifying used detergent emulsion solutions |