EA016317B1 - Устройство и способ удаления воды в перегонных колоннах - Google Patents

Устройство и способ удаления воды в перегонных колоннах Download PDF

Info

Publication number
EA016317B1
EA016317B1 EA201070318A EA201070318A EA016317B1 EA 016317 B1 EA016317 B1 EA 016317B1 EA 201070318 A EA201070318 A EA 201070318A EA 201070318 A EA201070318 A EA 201070318A EA 016317 B1 EA016317 B1 EA 016317B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
column
separator
water
return line
Prior art date
Application number
EA201070318A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201070318A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
Original Assignee
Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
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 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн filed Critical Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Publication of EA201070318A1 publication Critical patent/EA201070318A1/ru
Publication of EA016317B1 publication Critical patent/EA016317B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/04—Breaking emulsions
    • B01D17/045—Breaking emulsions with coalescers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/02—Treatment of water, waste water, or sewage by heating
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/40—Devices for separating or removing fatty or oily substances or similar floating material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2101/00—Nature of the contaminant
    • C02F2101/30—Organic compounds
    • C02F2101/32—Hydrocarbons, e.g. oil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/34—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32
    • C02F2103/36—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds
    • C02F2103/365—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds from petrochemical industry (e.g. refineries)
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/02—Temperature
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/40—Liquid flow rate
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/42—Liquid level
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S159/00—Concentrating evaporators
    • Y10S159/01—Electric heat

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Heat Treatment Of Water, Waste Water Or Sewage (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)

Abstract

Изобретение относится к удалению воды из нефтесодержащей воды, образующейся в ходе эксплуатации разделительной колонны, путем отведения нефтесодержащей воды из колонны в ходе разделения в сепаратор, который находится снаружи колонны, где эту нефтесодержащую воду разделяют на водную фазу и нефтяную фазу. Нефтяную фазу затем нагревают до температуры, эффективной для создания разности плотностей, вызывающей движение нефтяной фазы обратно в работающую колонну.

Description

Настоящее изобретение относится к удалению воды из нефтесодержащей воды, особенно нефтесодержащей воды перегонных колонн установок фракционирования природного газа и нефти.
Уровень техники
Отделение нефти и воды от нефтесодержащей воды является стандартной задачей на многих предприятиях по переработке углеводородов, и в данной области известно множество приемов такого отделения. Например, в патенте США № 4088578 описано устройство, в котором нефть и воду разделяют, используя схему осаждения, основанную на различии удельного веса воды и нефти. В качестве альтернативы, как для примера описано в патенте США № 4359386, для отделения нефти от воды используют множество фильтров. В других известных способах, как показано в патенте США № 5368700, может быть использовано сочетание центробежного сепаратора и отпарной колонны. Перегонка, обычно при пониженном давлении, описана в патенте США № 5980694. Аналогично, в патенте США № 4089662 описывается испаритель, который соединен с некоей колонной и предназначен для отделения водной фазы от нефтесодержащей воды, образующейся в данной колонне. В других известных способах, например в патенте США № 5100546, описывается использование химического абсорбента, тогда как в патенте США № 5188742 описан способ, в соответствии с которым нефть, отделенную от нефтесодержащей воды, сжигают.
Хотя большинство подобных устройств являются, по меньшей мере, до некоторой степени эффективными с точки зрения их назначения, большая их часть, если не все способы, характеризуются существенными недостатками, если применяются для поточного отделения воды от нефтесодержащей воды, образующейся в некоей колонне. Следует отметить, что вода, растворенная и захваченная сырьевыми газами нефтеперерабатывающих установок фракционирования природного газа, часто создает трудности для фракционирования, особенно в колоннах деэтанизации, где вода имеет тенденцию накапливаться, создавать избыток внутренней флегмы и снижать выход продукта. Кроме того, нефтесодержащая вода, образующаяся в колонне, обычно непригодна для сброса в канализационную систему или в окружающую среду, поскольку такая вода загрязнена соединениями серы (например, меркаптанами и Н2§), тяжелыми углеводородами (например, бензолом и толуолом) и/или другими нежелательными компонентами.
Для преодоления трудностей, связанных с избытком воды в разделительных колоннах, температуру куба колонны обычно увеличивают, чтобы направить водосодержание в головной погон. Хотя концептуально такой способ относительно прост и часто способствует удалению из колонны значительного количества воды, он сопряжен с ощутимыми эксплуатационными помехами. Например, для функционирования в соответствии с этим способом нужен, как правило, более жесткий режим работы ребойлера, что увеличивает вероятность захлебывания колонны и расход пара. Кроме того, увеличение температуры куба колонны часто ведет к потере продукта. Например, увеличение температуры куба колонны с 220 до 240°Р (104-115°С) в колонне деэтанизации обычно является причиной потери от 10 до 20% пропана. Другие известные способы удаления воды оказались в равной степени неэффективными и дорогими. Например, для разделения нефтесодержащей воды может быть встроена тарелка с патрубком для прохода газа, обеспечивающая достаточное время пребывания. Однако в ректификационной колонне редко имеется зона гидродинамической стабилизации, необходимая для разделения фаз (например, из-за турбулентности среды), что часто делает подобные альтернативы неэффективными, если не невозможными.
Следовательно, хотя в данной области известны различные устройства и способы разделения нефтесодержащей воды, все или большинство из них имеют один или более недостатков, особенно в тех случаях, когда разделение нефтесодержащей воды нужно для устойчивой работы колонны. Следовательно, все еще имеется потребность в усовершенствованных конструкциях и способах разделения нефтесодержащей воды, особенно для разделительных колонн.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на конструкции и способы предпочтительно поточного удаления воды из нефтесодержащей воды, образующейся в ходе функционирования разделительной колонны, путем отведения нефтесодержащей воды из данной колонны в ходе разделения. Отведенную таким образом нефтесодержащую воду затем разделяют в отдельном сепараторе на водную фазу и нефтяную фазу, нефтяную фазу затем нагревают с целью получения такой разности плотностей (градиента плотности), которая обеспечивает эффективное отведение нефтяной фазы и ее возвращение в функционирующую колонну.
В одном из аспектов объекта изобретения устройство для удаления воды в разделительной колонне снабжено сепаратором, который соединен по текучей среде и снаружи с разделительной колонной и в котором дополнительно предусматривается возможность отделения воды от нефтесодержащей воды с целью получения таким образом (наиболее типично путем пассивного разделения фаз) водной фазы и нефтяной фазы. Линия подачи соединена по текучей среде с сепаратором и колонной с целью подачи нефтесодержащей воды в сепаратор, возвратная линия соединена по текучей среде с сепаратором и ко
- 1 016317 лонной с целью подачи нефти из нефтяной фазы обратно в колонну. В наиболее предпочтительных аспектах с возвратной линией термически соединено устройство терморегуляции, выполненное с возможностью увеличения температуры нефти в возвратной линии для содействия протеканию потока нефти, вследствие разности плотностей, из сепаратора в колонну по возвратной линии.
В большинстве случаев сепаратор имеет объем, который подбирают в зависимости от потока продукта в колонне так, чтобы обеспечить время пребывания нефтесодержащей воды в сепараторе, эффективное для гравитационного разделения фаз (например, по меньшей мере 15 мин). Кроме того, как правило, является предпочтительным, чтобы колонна и сепаратор имели конструкцию, обеспечивающую возможность работы, по существу, при одинаковом давлении (т.е. разности давлений не более 10 ρκί (69 кПа)). В типичных примерных устройствах и способах сепаратор имеет конструкцию, разработанную для работы под давлением от 100 до 500 ρκί (689-3447 кПа). Кроме того, как правило, является предпочтительным, чтобы устройство терморегуляции включало электронагреватель или паровой нагреватель, которые имеют конструкцию, позволяющую осуществлять нагревание нефти в возвратной линии по меньшей мере на 5°Р (более типично 10-15°Р или даже больше) относительно температуры нефти в нефтесодержащей воде. Устройство терморегуляции может дополнительно включать схему управления, получающую данные о температуре и потоке нефти в возвратной линии. Если нужно, эти устройства могут дополнительно включать датчик уровня поверхности раздела фаз нефть-вода, соединенный с сепаратором, и/или коалесцирующий элемент или другое устройство, способствующее разделению фаз.
Следовательно, способ удаления воды из нефтесодержащей воды, образующейся в разделительной колонне во время эксплуатации этой разделительной колонны, включает стадию отведения нефтесодержащей воды из колонны и разделения этой нефтесодержащей воды в сепараторе, который находится вне колонны, с получением тем самым водной фазы и нефтяной фазы. На другой стадии по меньшей мере часть нефтяной фазы нагревают до температуры, эффективной для создания разности плотностей, достаточной для движения нагретой нефтяной фазы обратно в колонну.
Наиболее предпочтительно сепаратор имеет такой объем относительно потока продукта в колонне, который обеспечивает время пребывания нефтесодержащей воды в сепараторе, эффективное для гравитационного разделения фаз (например, по меньшей мере 15 мин), либо колонна и сепаратор работают, по существу, при одинаковом давлении. В предпочтительных аспектах объекта изобретения сепаратор работает под давлением от 100 до 500 ρκί (689-3447 кПа). Кроме того, как правило, является предпочтительным, чтобы по меньшей мере часть нефтяной фазы была нагрета в возвратной линии при помощи электронагревателя или парового нагревателя и чтобы данный нагреватель увеличивал температуру нефтяной фазы в возвратной линии по меньшей мере на 5°Е относительно температуры нефти в нефтесодержащей воде. Если нужно, может быть предусмотрено наличие схемы управления, получающей данные о температуре и потоке нефти в возвратной линии, и/или датчика уровня поверхности раздела фаз нефть-вода. Также дополнительно предусматривается, что нефтесодержащая вода может быть разделена с использованием многочисленных способов. Однако особенно предпочтительно, чтобы для разделения было использовано осаждение на основе разности удельного веса воды и нефти и, необязательно, коалесцирующий элемент.
Различные цели, отличительные особенности, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидны при прочтении следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Краткое описание чертежей
На фигуре показана примерная схема удаления нефтесодержащей воды в перегонной колонне в соответствии с объектом изобретения.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к устройству и способам осуществляемого отдельно (наружного) отделения воды от потока нефтесодержащей воды из перегонной колонны. Предпочтительно разделение осуществляют в поточном режиме, а отделяемую нефть подают обратно в колонну, при этом вода, удаляемая из устройства, характеризуется достаточной чистотой для ее сброса или повторного использования в установке.
В особенно предпочтительном аспекте предусматриваемые устройства включают линию подачи нефтесодержащей воды, посредством которой нефтесодержащая вода поступает из колонны в сепаратор нефтесодержащей воды. Сепаратор дополнительно включает сливную линию для воды и возвратную линию для нефти, предназначенную для подачи нефти обратно в перегонную колонну. Обычно сепаратор также включает коалесцирующий элемент, способствующий интенсификации разделения воды и нефти. В особенно предпочтительных конструкциях и способах нагреватель (например, резисторный нагревательный элемент) термически соединен с возвратной линией для нефти и/или сепаратором для увеличения температуры нефти до величины, эффективной с точки зрения вызывания обратного потока нефти вследствие разной плотности отделенной нефти в возвратной линии и подаваемой нефтесодержащей воды в подводящей линии.
- 2 016317
Одна из примерных конструкций показана на фигуре; в ней поток нефтесодержащей воды 1 отводят через боковое выпускное отверстие (сопло) перегонной колонны 11 через проводник 12. Хотя на фигуре показано только одно выпускное отверстие, следует понимать, что может быть предусмотрено два и, наиболее предпочтительно три или более боковых выпускных отверстия с целью обеспечения полного удаления воды из перегонной колонны. Аналогично, хотя на фигуре показан только один уровень, с которого отводят нефтесодержащую воду, также предусмотрен отвод воды на нескольких уровнях. В таком случае с каждого уровня нефтесодержащую воду подают в один и тот же или разные отдельные сепараторы. Следовательно, также специально предусматривается множество линий подачи и возвратных линий. Поток 1, обычно при 200 рщд и 100°Р, поступает в сепаратор 13. Конструкция сепаратора 13 предпочтительно обеспечивает такое время пребывания нефтесодержащей воды в этом сепараторе (например, 15 мин или более), которое достаточно для разделения нефтесодержащей воды на водную фазу и нефтяную фазу под действием силы тяжести. В качестве альтернативы или дополнительно, для улучшения и/или ускорения разделения может быть использован коалесцирующий элемент 19.
В особенно предпочтительных аспектах нефть нефтяной фазы выводят из сепаратора 13 в виде потока 2, не используя насос или иное механическое устройство, наиболее предпочтительно используя термический механизм, в соответствии с которым температуру нефти в возвратной линии для нефти увеличивают с целью создания, таким образом, разницы в плотности (градиента плотности) текучей среды. По мере того как нагретая нефть поднимается, эту нефть подают обратно в колонну. Источник тепла для нагревания нефти может представлять собой электрические самопишущие элементы и/или пар низкого давления наиболее предпочтительно в таком количестве, чтобы температура нефти в потоке 2 увеличивалась примерно от 5 до примерно 15 °Р (или более) по сравнению с подаваемым потоком 1. В типичном варианте осуществления изобретения технологический сигнал от контроллера 18 температуры и контроллера 17 потока поступает в схему управления нагреванием и/или источник тепла 16, при помощи которых происходит регулирование теплоподвода в соответствии с необходимой циркуляцией. Кроме того, как правило, является предпочтительным, чтобы в сепараторе 13 имелся датчик уровня поверхности раздела фаз и контроллер 15, который поддерживает заранее заданный уровень воды в сепараторе 13 путем выведения воды в виде потока 3 из сепаратора при помощи клапана управления уровнем поверхности раздела фаз 14.
Следовательно, следует отметить, что устройство для удаления воды в разделительной колонне, как правило, включает отдельный сепаратор, соединенный по текучей среде с данной разделительной колонной, который обеспечивает отделение воды от нефтесодержащей воды с получением водной фазы и нефтяной фазы. Этот сепаратор обычно соединен с колонной посредством линии подачи нефтесодержащей воды, по которой нефтесодержащую воду подают в сепаратор, и посредством возвратной линии, по которой нефть из нефтяной фазы подают обратно в колонну. Поскольку нефть перемещается наиболее предпочтительно посредством термической энергии, устройство терморегуляции термически соединено с возвратной линией с целью увеличения температуры нефти в возвратной линии, достаточного для содействия протеканию потока нефти, вследствие разности плотностей из сепаратора в колонну по возвратной линии.
Что касается сепаратора, как правило, предпочтительно, чтобы этот сепаратор располагался вне колонны и был соединен по текучей среде с колонной для обеспечения поступления нефтесодержащей воды и возврата нефти, отделенной от нефтесодержащей воды. Следует отметить, что, если нужно, может быть использовано более одного сепаратора, тогда в дополнительный сепаратор(ы) нефтесодержащая вода может поступать из колонны с одного и того же или разных уровней. Кроме того, предусматривается, что по меньшей мере два сепаратора могут быть соединены по текучей среде друг с другом последовательно или параллельно. Вне зависимости от количества сепараторов предусматривается, что объем сепаратора(ов) подбирают так, чтобы было возможно разделение в поточном режиме. С других точек зрения, помимо объема нефтесодержащей воды, поступающей из колонны, объем сепаратора (ов), по меньшей мере частично, определяется способом разделения. В одной из предпочтительных конструкций сепаратор имеет объем, соотносящийся с потоком продукта в колонне так, чтобы обеспечить время пребывания нефтесодержащей воды в сепараторе, эффективное для отделения водной фазы от нефтяной фазы посредством отстаивания под действием силы тяжести.
В качестве альтернативы или дополнительно, в сепараторе (или в сочетании с ним) может быть применен один или более способов разделения, помимо гравитационного осаждения, с целью дальнейшего уменьшения размера сепаратора. К пригодным способам разделения относятся различные физические способы, особенно использование одного или более коалесцирующего элемента, центробежных сепараторов (например, гидроциклона), фильтрации и т.д. Аналогично, также рассматриваются как пригодные различные способы химического разделения, помимо прочего, деэмульгирование и т.д. Кроме того, дополнительно предусматриваемые альтернативные или дополнительные способы разделения включают термическое разделение и, в частности, выпаривание и перегонку. Поэтому следует отметить, что надлежащее время разделения будет значительно изменяться и, как правило, лежать в диапазоне от 1 до 30 мин и даже более.
- 3 016317
Сепаратор, как правило, работает, по существу, при том же давлении (т.е. с разницей в давлении не более 15%), что и колонна, и в большинстве случаев это давление соответствует диапазону от 20 до 1000 ρκΐ, более типично от 100 до 500 ры. Без ограничения объекта изобретения указывается, что давление больше атмосферного, как правило, предпочтительнее, чем частичное разрежение.
В дополнительных, особенно предпочтительных аспектах объекта изобретения нефть подают обратно в колонну, используя немеханический механизм, с целью уменьшения или даже исключения потребления энергии и/или потребности в техническом обслуживании. Например, к пригодным немеханическим механизмам относятся те, в соответствии с которыми нефть нагревают для уменьшения ее плотности и, таким образом, вызывают ее перемещение обратно в колонну. Для нагревания нефтяной фазы и/или нефти в возвратной линии, поимо других пригодных приемов, может быть применен нагреватель (например, источником тепла в котором является электроэнергия, пар, жидкий или газообразный теплоноситель других процессов). Однако наиболее предпочтительно нефть нагревают в возвратной линии, тем самым вызывая протекание потока нефти обратно в колонну. В других примерах сепаратор может быть расположен выше уровня, с которого отводят нефтесодержащую воду, и для перемещения нефтесодержащей воды в сепаратор может быть использован градиент давления. Затем для перемещения нефти обратно в колонну может быть использовано гравитационное давление. В качестве альтернативы и дополнительно, для перемещения нефти также может быть использован насос или другое устройство (например, эдуктор и т.д.).
Вне зависимости от способа перемещения нефти обратно в колонну является предпочтительным, чтобы для управления скоростью потока нефти обратно в колонну была применена схема управления. Например, если нефть приводится в движение при помощи электронагревания, как правило, является предпочтительным использовать датчик температуры с целью измерения температуры нефти в возвратной линии для нефти. В этом случае схема управления корректирует силу тока в электронагревательных элементах (например, резисторных) на возвратной линии для нефти и, таким образом, плотность нефти и, вместе с ней, расход нефти, возвращаемой в колонну. Более типично, разность температур нефти в нефтесодержащей воде и нефти в возвратной линии может быть относительно небольшой, чтобы вызвать различие плотности и, вместе с ней, движение нефти обратно в колонну. Например, предусматривается, что электронагреватель или паровой нагреватель подобраны так, что обеспечивают увеличение температуры нефти в возвратной линии по меньшей мере на 5°Б (типично от 5 до 100°Б, более типично от 10 до 80°Б, наиболее типично от 15 до 50°Б) относительно температуры нефти в нефтесодержащей воде.
Если нужно, схема управления может дополнительно получать сигнал от датчика расхода, измеряющего расход нефти в возвратной линии для нефти, с тем, чтобы поддерживать необходимый расход нефти. Конечно, следует отметить, что функции управления могут быть интегрированы в едином устройстве или что могут быть применены отдельные (необязательно взаимосвязанные) схемы управления. Кроме того, сепаратор также может быть соединен с датчиком уровня поверхности раздела фаз воданефть, следящим за границей раздела фаз вода-нефть, для обеспечения управляемого отвода воды из сепаратора (например, путем использования клапана управления, функционально соединенного с датчиком уровня). Что касается пригодных колонн, как правило, предусматривается, что в данном случае пригодны для использования все разделительные колонны, однако специально предусматривается использование разделительных колонн, в которых происходит разделение углеводородов. Например, к пригодным колоннам, в частности, относятся колонны деэтанизации.
Следовательно, авторами изобретения также предусматривается способ удаления воды из нефтесодержащей воды, образующейся в разделительной колонне в ходе функционирования разделительной колонны. В особенно предпочтительных способах нефтесодержащую воду отводят из колонны и разделяют в сепараторе, находящемся вне колонны, с получением водной фазы и нефтяной фазы. Затем по меньшей мере часть нефтяной фазы нагревают до температуры, эффективной с точки зрения создания такой разности плотностей, которой достаточно для перемещения нагретой нефтяной фазы обратно в колонну во время функционирования (работы) этой колонны. Что касается колонны, сепаратора и устройства управления, к ним применимы те же соображения, что и изложенные выше. Среди других многочисленных преимуществ следует отметить, что предусматриваемые устройства и способы позволяют рециркулировать нефть в перегонную колонну с целью увеличения количества извлекаемого продукта при снижении или даже исключении проблем, связанных с утилизацией нефтесодержащей воды. Кроме того, следует отметить, что предусматриваемые устройства и способы обеспечивают поточное функционирование при существенно уменьшенной сложности эксплуатации и энергопотреблении.
Таким образом, описаны конкретные варианты осуществления и применимость удаления воды из нефтесодержащей воды в перегонных колоннах. Однако специалистам в данной области очевидно, что, помимо описанных, возможны различные модификации, не выходящие за пределы идеи изобретения. Следовательно, объект изобретения ограничивается только прилагаемой формулой изобретения. Кроме того, при интерпретации описания и формулы изобретения все термины следует понимать в наиболее широком из возможных значений, согласующемся с контекстом. В частности, термины включает и включающий следует интерпретировать как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям не
- 4 016317 исключительным образом, указывающим на то, что упоминаемые элементы, компоненты или стадии могут присутствовать или использоваться в сочетании с другими элементами, компонентами или стадиями, которые явно не указаны.

Claims (17)

1. Устройство для удаления воды в разделительной колонне, включающее сепаратор, который соединен по текучей среде и снаружи с разделительной колонной и выполнен с возможностью приема нефтесодержащей воды из разделительной колонны и обеспечения разделения нефтесодержащей воды на водную фазу и нефтяную фазу;
линию подачи, соединенную по текучей среде с сепаратором и колонной так, что указанная линия подачи обеспечивает подачу нефтесодержащей воды в сепаратор;
возвратную линию, соединенную по текучей среде с сепаратором и колонной так, что указанная возвратная линия обеспечивает подачу нефти нефтяной фазы в колонну;
устройство терморегуляции, термически соединенное с возвратной линией и обеспечивающее увеличение температуры нефти в возвратной линии на величину, эффективную для содействия протеканию потока нефти вследствие разности плотностей из сепаратора в колонну по возвратной линии.
2. Устройство по п.1, в котором сепаратор имеет такой объем относительно потока продукта в колонне, который обеспечивает время пребывания нефтесодержащей воды в сепараторе, эффективное для отделения водной фазы от нефтяной фазы за счет гравитационного осаждения.
3. Устройство по пп.1, 2, в котором колонна и сепаратор выполнены с возможностью функционирования, по существу, при одинаковом давлении.
4. Устройство по пп.1-3, в котором сепаратор выполнен с возможностью обеспечения работы под давлением от 100 до 500 ры.
5. Устройство по пп.1-4, в котором устройство терморегуляции содержит электронагреватель или паровой нагреватель, обеспечивающие увеличение температуры нефти в возвратной линии по меньшей мере на 5°Е относительно температуры нефти в нефтесодержащей воде.
6. Устройство по пп.1-5, в котором устройство терморегуляции дополнительно включает схему управления, обеспечивающую возможность получения данных о температуре и потоке нефти в возвратной линии.
7. Устройство по пп.1-6, дополнительно включающее датчик уровня поверхности раздела фаз нефть-вода, соединенный с сепаратором.
8. Устройство по пп.1-7, дополнительно включающее коалесцирующий элемент.
9. Способ удаления воды из нефтесодержащей воды, образующейся в разделительной колонне во время эксплуатации этой разделительной колонны, включающий следующие стадии, на которых отводят нефтесодержащую воду из колонны и разделяют эту нефтесодержащую воду в сепараторе, который находится снаружи колонны, с получением тем самым водной фазы и нефтяной фазы;
нагревают по меньшей мере часть нефтяной фазы до температуры, эффективной для создания разности плотностей, достаточной для движения нагретой нефтяной фазы обратно в колонну во время работы колонны.
10. Способ по п.9, в котором сепаратор имеет такой объем относительно потока продукта в колонне, который обеспечивает время пребывания нефтесодержащей воды в сепараторе, эффективное для отделения водной фазы от нефтяной фазы за счет гравитационного осаждения.
11. Способ по пп.9, 10, в котором колонна и сепаратор работают, по существу, при одинаковом давлении.
12. Способ по пп.9-11, в котором сепаратор работает под давлением от 100 до 500 ры.
13. Способ по пп.9-12, в котором по меньшей мере часть нефтяной фазы нагревают в возвратной линии при помощи электронагревателя или парового нагревателя.
14. Способ по пп.9-13, в котором электронагреватель или паровой нагреватель увеличивает температуру нефтяной фазы в возвратной линии по меньшей мере на 5°Е относительно температуры нефтяной фазы в нефтесодержащей воде.
15. Способ по пп.9-14, где дополнительно используют схему управления для получения данных о температуре и потоке от нефтяной фазы в возвратной линии.
16. Способ по пп.9-15, где дополнительно измеряют уровень поверхности раздела фаз нефть-вода при помощи датчика уровня, соединенного с сепаратором.
17. Способ по пп.9-16, в котором на стадии разделения нефтесодержащей воды используют коалесцирующий элемент.
- 5 016317
EA201070318A 2007-08-29 2008-08-28 Устройство и способ удаления воды в перегонных колоннах EA016317B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US96862207P 2007-08-29 2007-08-29
PCT/US2008/010256 WO2009032200A1 (en) 2007-08-29 2008-08-28 Devices and methods for water removal in distillation columns

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201070318A1 EA201070318A1 (ru) 2010-06-30
EA016317B1 true EA016317B1 (ru) 2012-04-30

Family

ID=40429194

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201070318A EA016317B1 (ru) 2007-08-29 2008-08-28 Устройство и способ удаления воды в перегонных колоннах

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8192588B2 (ru)
EP (1) EP2183191A4 (ru)
JP (1) JP5263903B2 (ru)
KR (1) KR101171489B1 (ru)
CN (1) CN101827790A (ru)
AU (1) AU2008297017B2 (ru)
CA (1) CA2697048C (ru)
EA (1) EA016317B1 (ru)
MX (1) MX2010002037A (ru)
WO (1) WO2009032200A1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101028014B1 (ko) 2008-10-31 2011-04-13 현대자동차일본기술연구소 하이브리드 차량의 클러치 전달토크 제어 방법
CA2820056C (en) * 2010-12-07 2016-01-26 Fluor Technologies Corporation Oil water separation and skimming device
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
RU2557002C1 (ru) * 2014-06-19 2015-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" Способ подготовки нефти
MA40922A (fr) * 2015-01-07 2017-09-12 Purdue Research Foundation Procédés pour atténuer les effets inhibiteurs de la lignine et de composés phénoliques solubles pour la conversion enzymatique de cellulose
EP3256550A4 (en) 2015-02-09 2018-08-29 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
CN106054948A (zh) * 2016-05-25 2016-10-26 江苏康缘药业股份有限公司 一种青蒿提取过程挥发油稳定收集装置及其控制方法
CA3033088A1 (en) 2016-09-09 2018-03-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting ngl plant for high ethane recovery
WO2019078892A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation IMPLEMENTATION BY PHASES OF RECOVERY PLANTS OF NATURAL GAS LIQUIDS
RU2694767C1 (ru) * 2018-12-04 2019-07-16 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ подготовки сероводородсодержащей нефти (варианты)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5980694A (en) * 1994-11-25 1999-11-09 Emsys Separation Technology B.V. Apparatus for the purification of water contaminated with oil
US20060186056A1 (en) * 2005-02-07 2006-08-24 Catalin Ivan Apparatus for separation of water from oil-based drilling fluid and advanced water treatment

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1660235A (en) * 1926-04-05 1928-02-21 William S Pierce Method of and apparatus for separating oils
US3947327A (en) * 1971-07-22 1976-03-30 Hanover Research Corporation Process and apparatus for recovering clean water from aqueous wastes
US4019977A (en) * 1974-09-16 1977-04-26 Aquanetics, Inc. Demister-coalescer in a process for removing water from oil
US4088578A (en) 1975-03-07 1978-05-09 Fujisash Industries, Ltd. Process and apparatus for separating oil from water contaminated with oil
US4089662A (en) 1977-06-22 1978-05-16 Allen Filters, Inc. Oil treatment system
DE2912460C2 (de) 1979-03-29 1984-04-05 Erhard 6000 Frankfurt Crema Vorrichtung zum Abscheiden von Öl aus einem Öl-Wasser-Gemisch
DE2943261A1 (de) * 1979-10-26 1981-04-30 Herbert 2000 Hamburg Barthold Verfahren und vorrichtung zur aufbereitung von bilgenwasser
US4594155A (en) * 1982-10-07 1986-06-10 Conway Charles S Immiscible fluid separation apparatus
US4722800A (en) * 1986-05-30 1988-02-02 Highland Tank And Manufacturing Company Oil-water separator
US5100546A (en) 1986-12-05 1992-03-31 Broussard Paul C Sr Liquid-to-liquid oil absorption system and method
US5188742A (en) 1991-06-10 1993-02-23 Shurtleff Edward C Apparatus and method for removing contaminants from water
US5368700A (en) * 1992-12-21 1994-11-29 Atlantic Richfield Company System and method for reducing hydrocarbons in wastewater
NO961235D0 (no) * 1996-03-27 1996-03-27 Harold Arne Martinsen Fremgangsmåte og en anordning for skilling av lite eller ikke blandbare væsker med forskjellig densitet
CA2191684A1 (en) * 1996-11-29 1998-05-29 Linden H. Bland Recycle heat exchange flash treater and process
US5962763A (en) * 1997-11-21 1999-10-05 Shell Oil Company Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams
JP4810018B2 (ja) * 2001-08-10 2011-11-09 Ｊｆｅケミカル株式会社 コールタールの蒸留方法及び蒸留装置
JP2003080001A (ja) 2001-09-14 2003-03-18 Kanegafuchi Chem Ind Co Ltd 水分を含有する有機溶媒の精製方法。
JP2003089674A (ja) * 2001-09-17 2003-03-28 Mitsubishi Chemicals Corp 棚段式蒸留塔の制御方法
JP2003117302A (ja) 2001-10-09 2003-04-22 Mitsubishi Chemicals Corp 蒸留塔
DE202006002181U1 (de) * 2006-02-11 2007-06-21 H2O Gmbh Vorrichtung zur Aufbereitung von Prozess- oder Industrieabwässern
JP2007268424A (ja) * 2006-03-31 2007-10-18 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd Ｐｃｂ汚染物の分離処理方法
JP5309599B2 (ja) * 2007-02-26 2013-10-09 東レ株式会社 クロルシクロヘキサンの精製方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5980694A (en) * 1994-11-25 1999-11-09 Emsys Separation Technology B.V. Apparatus for the purification of water contaminated with oil
US20060186056A1 (en) * 2005-02-07 2006-08-24 Catalin Ivan Apparatus for separation of water from oil-based drilling fluid and advanced water treatment

Also Published As

Publication number Publication date
AU2008297017B2 (en) 2011-09-01
CA2697048C (en) 2012-12-04
AU2008297017A1 (en) 2009-03-12
EP2183191A1 (en) 2010-05-12
KR101171489B1 (ko) 2012-08-06
CA2697048A1 (en) 2009-03-12
JP5263903B2 (ja) 2013-08-14
JP2010537806A (ja) 2010-12-09
US20110192805A1 (en) 2011-08-11
US8192588B2 (en) 2012-06-05
EP2183191A4 (en) 2012-06-06
EA201070318A1 (ru) 2010-06-30
KR20100051114A (ko) 2010-05-14
CN101827790A (zh) 2010-09-08
MX2010002037A (es) 2010-03-25
WO2009032200A1 (en) 2009-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA016317B1 (ru) Устройство и способ удаления воды в перегонных колоннах
US4064054A (en) Apparatus for separating oil-water mixtures
US20090159426A1 (en) Electrostatic Separator with Multiple Horizontal Electrodes
US20180187095A1 (en) Simultaneous Crude Oil Dehydration, Desalting, Sweetening, and Stabilization
US11542444B2 (en) Desalting plant systems and methods for enhanced tight emulsion crude oil treatment
US9587176B2 (en) Process for treating high paraffin diluted bitumen
US20150175463A1 (en) System and method for dewatering oil/water sludge
US2783854A (en) Gas and multiple liquid separator apparatus
GB2451965A (en) A method for separating a multiphase fluid stream comprising a heavier fluid component and a lighter fluid component
CN108472557B (zh) 在浮式生产存储和卸载设施的原油储罐中使原油脱水的静电技术***和方法
JP2010537806A5 (ru)
US6042718A (en) Process for removing water from a water-containing crude oil
EA011743B1 (ru) Система разделения и обработки нефтесодержащего грязевого отстоя
EA017512B1 (ru) Обработка потока сырой нефти и природного газа
CN108463277B (zh) 具有用于在浮式生产存储和卸载设施的处理系中使原油脱水的静电内构件的原油储罐
WO2022251082A1 (en) Process control systems and methods for simultaneous crude oil dehydration, desalting, sweetening, and stabilization with indirect recycle heating
SE532313C2 (sv) Förfarande och anordning för rening av s.k. skräpolja
WO2006042421A1 (en) Apparatus and method for processing fluids from oil wells
EA026632B1 (ru) Способ разделения многокомпонентных смесей на фракции
AU2019217861A1 (en) Apparatus and method for a remediation plant
KR101847018B1 (ko) 열교환기능을 갖는 생산수 처리장치
US3087292A (en) Emulsion treating means
RU71899U1 (ru) Трехфазный электроаппарат для деэмульсации сырой нефти и газового конденсата
WO2016049665A2 (en) A liquid-liquid filter arrangement
RU2004115085A (ru) Установка и способ переработки жидких шламов

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU