Промывочное и обессоливающее устройство, способ промывки и обессоливания, система обессоливания и обезвоживания и способ обессоливания и обезвоживания - RU2755703C1

Чертежи

Показать все 9 чертежа(ей)

Описание

Область техники

Настоящее изобретение относится к области нефтехимической промышленности, в частности, к промывочному и обессоливающему устройству, способу промывки и обессоливания, системе обессоливания и обезвоживания и способу обессоливания и обезвоживания.

Уровень техники

Сырая нефть содержит воду и неорганические соли, такие как хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид магния и т.п., и ее необходимо подвергать обработке обезвоживанием и обессоливанием перед переработкой. В предшествующем уровне техники сперва небольшое количество воды закачивают в сырую нефть для промывки и растворения солей в сырой нефти, и затем соляной раствор отделяют посредством технологии электрообессоливания и электрообезвоживания.

Хотя приемлемую сырую нефть можно получить, используя технологию электрообессоливания и электрообезвоживания для выполнения обезвоживания и обессоливания не низкосортной и не тяжелой сырой нефти, показатель нефтесодержания в получаемой сточной воде не может соответствовать техническим требованиям, так как разделение нефти и воды не является достаточно хорошим и тщательным.

Когда выполняют обезвоживание и обессоливание низкосортной тяжелой сырой нефти с помощью технологии электрообессоливания и электрообезвоживания, сырая нефть и вода не могут контактировать повсеместно и не могут однородно смешиваться из-за высокой вязкости низкосортной тяжелой сырой нефти. Следовательно, соли нельзя удалить из сырой нефти, даже если закачивают большое количество воды.

Кроме того, вода в таких нефтепродуктах, как низкосортная сырая нефть, тяжелая нефть, каменноугольная смола, битум нефтеносных песков, тяжелая амбарная нефть и т.п. находится в сильно эмульгированном состоянии, следовательно, некоторые компоненты в сырой нефти не могут быть поляризованы и нельзя достичь идеальных эффектов обессоливания и разделения нефти и воды. Низкосортная сырая нефть, тяжелая нефть, каменноугольная смола, битум нефтеносных песков, тяжелая амбарная нефть и другие похожие нефтепродукты имеют высокую плотность и небольшую разницу плотности с водой. Технология электрообессоливания и электрообезвоживания имеет недостаток, заключающийся в длительном времени удерживания, и не может соответствовать требованиям разделения.

Для того чтобы соответствовать требованиям разделения настолько, насколько это возможно, в технологии электрообессоливания и электрообезвоживания обеспечивают показатель солесодержания и содержания воды путем увеличения количества стадий электрического обессоливания (четыре или пять стадий) и повышения количества закачиваемой воды, что приводит к длительному времени удерживания, большому количеству сточной воды и высокому расходу энергии, и т.п.

Краткое описание изобретения

Для решения проблем предшествующего уровня техники в настоящем изобретении предложены промывочное и обессоливающее устройство, способ промывки и обессоливания, система обессоливания и обезвоживания и способ обессоливания и обезвоживания.

Для достижения указанной выше цели в первом аспекте в настоящем изобретении предложено промывочное и обессоливающее устройство, которое содержит первую оболочку, которая содержит первую приемную полость и снабжена входом для жидкости и выходом для жидкости, которые сообщаются с первой приемной полостью, и нити, обеспеченные в первой приемной полости, где предпочтительно направление по длине каждой из нитей соответствует направлению по длине первой приемной полости, предпочтительно плотность заполнения нитями составляет 1-9%, более предпочтительно плотность заполнения нитями составляет 3- 5%.

Промывочное и обессоливающее устройство согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность обессоливания, полное обессоливание, низкое потребление энергии и простую конструкцию, и т.п.

Предпочтительно каждая из нитей имеет извилистую форму.

Предпочтительно промывочное и обессоливающее устройство дополнительно содержит первый крепежный элемент и второй крепежный элемент, которые обеспечены на поверхности стенки первой приемной полости на расстоянии друг от друга в направлении по длине первой приемной полости, где первый конец каждой нити соединен с первым крепежным элементом, а второй конец каждой нити соединен со вторым крепежным элементом, предпочтительно первый конец каждой нити расположен рядом со входом для жидкости первой приемной полости в направлении по длине первой приемной полости, а второй конец каждой нити расположен рядом с выходом для жидкости первой приемной полости в направлении по длине первой приемной полости.

Предпочтительно промывочное и обессоливающее устройство дополнительно содержит первый распределитель материала, обеспеченный в первой приемной полости и расположенный между входом для жидкости первой приемной полости и первым концом нити в направлении по длине первой приемной полости, где вход для жидкости первого распределителя материала сообщается с входом для жидкости первой приемной полости.

Предпочтительно промывочное и обессоливающее устройство дополнительно содержит ограничивающий элемент, который обеспечен на поверхности стенки первой приемной полости, который содержит первую ограничивающую часть и вторую ограничивающую часть, которые разнесены в первом направлении, перпендикулярном направлению по длине первой приемной полости, где каждая нить расположена между первой ограничивающей частью и второй ограничивающей частью в первом направлении, предпочтительно многочисленные ограничивающие элементы расположены на расстоянии друг от друга в направлении по длине первой приемной полости.

Предпочтительно первая оболочка снабжена выходом для циркулирующей жидкости, сообщающимся с первой приемной полостью, и промывочное и обессоливающее устройство дополнительно содержит циркуляционный насос со входом для жидкости, сообщающимся с выходом для циркулирующей жидкости, и выходом для жидкости, сообщающимся со входом для жидкости первой оболочки, предпочтительно выход для циркулирующей жидкости находится напротив выхода для жидкости первой оболочки в первом направлении, которое перпендикулярно направлению по длине первой приемной полости.

Предпочтительно поперечное сечение первой приемной полости является круглым и отношение длины первой приемной полости к диаметру поперечного сечения первой приемной полости составляет (10-100):1, предпочтительно отношение длины первой приемной полости к диаметру поперечного сечения первой приемной полости составляет (30-70):1, более предпочтительно отношение длины первой приемной полости к диаметру поперечного сечения первой приемной полости составляет (40-50):1.

Предпочтительно каждая из нитей является олеофильной и гидрофобной нитью или часть нитей является олеофильными и гидрофобными нитями, при этом другие нити являются металлическими нитями, предпочтительно металлические нити являются нитями из нержавеющей стали, предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити выбраны из по меньшей мере одних нитей из сложнополиэфирных нитей, нейлоновых нитей, полиуретановых нитей, полипропиленовых нитей, полиакрилонитрильных нитей и поливинилхлоридных нитей, предпочтительно нити образуют пучки нитей и часть нитей в каждом пучке нитей является олеофильными и гидрофобными нитями, при этом другие нити в каждом пучке нитей являются металлическими нитями, более предпочтительно металлические нити равномерно распределены среди олеофильных и гидрофобных нитей, предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству металлических нитей составляет (1-1000):1, более предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству металлических нитей составляет (1-100):1.

Во втором аспекте в настоящем изобретении предложен способ промывки и обессоливания смеси нефти и воды, который включает обеспечение протекания смеси нефти и воды по поверхностям нитей, так что нефтяная фаза и водная фаза растягиваются в пленки на поверхностях нитей, где предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды на нитях составляет 0,5-5 мин, более предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды на нитях составляет 1-3 мин.

Способ промывки и обессоливания смеси нефти и воды согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность удаления солей, полное удаление солей, низкое потребление энергии, небольшое количество закачиваемой воды и короткое время удерживания.

Предпочтительно массовое процентное содержание водной фазы в смеси нефти и воды составляет 1-20 масс. %, предпочтительно массовое процентное содержание водной фазы в смеси нефти и воды составляет 5-15 масс. %.

Предпочтительно объемная скорость смеси нефти и воды составляет 5-50 ч^-1, предпочтительно объемная скорость смеси нефти и воды составляет 10-30 ч, более предпочтительно объемная скорость смеси нефти и воды составляет 20-25 ч^-1.

Предпочтительно температура смеси нефти и воды составляет 5-200°С, предпочтительно температура смеси нефти и воды составляет 50-150°С, более предпочтительно температура смеси нефти и воды составляет 70-120°С.

Предпочтительно давление смеси нефти и воды составляет 0,05-2 МПа изб., предпочтительно давление смеси нефти и воды составляет 0,1-0,5 МПа изб., более предпочтительно давление смеси нефти и воды составляет 0,2-0,3 МПа изб.

В третьем аспекте в настоящем изобретении предложена система обессоливания и обезвоживания, которая содержит устройство промывки и обессоливания согласно первому аспекту настоящего изобретения и разделительное устройство, содержащее третью оболочку, которая содержит третью приемную полость и снабжена входом для жидкости, выходом для легкой фазы и выходом для тяжелой фазы, которые сообщаются с третьей приемной полостью, где вход для жидкости третьей оболочки сообщается с выходом для жидкости первой оболочки, и разделительный модуль, содержащий волокнистый плетеный слой, сотканный из олеофильных и гидрофобных нитей и гидрофильных и олеофобных нитей, которые пересекаются с образованием мест пересечения, и разделительный модуль расположен в третьей приемной полости.

Система обессоливания и обезвоживания согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность удаления солей, полное удаление солей, низкое потребление энергии, небольшое количество закачиваемой воды, короткое время удерживания, полное разделение нефти и воды и высокую скорость разделения нефти и воды.

Предпочтительно обеспечено множество волокнистых плетеных слоев, собранных пакетом, и предпочтительно два соседних волокнистых плетеных слоя контактируют друг с другом.

Предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити выполнены по меньшей мере из одного вещества из сложного полиэфира, полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида, политетрафторэтилена, акриловых соединений, нейлона и материалов, подвергнутых олеофильной и гидрофобной обработке поверхности, а гидрофильные и олеофобные нити выполнены из натуральных макромолекулярных полимеров с карбоксильными группами, аминогруппами или гидроксильными группами на основной цепи или боковых цепях или из материалов, подвергнутых гидрофильной и олеофобной обработке поверхности, предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити представляют собой нити из сложного полиэфира, а гидрофильные и олеофобные нити представляют собой полипропиленовые нити.

Предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити и гидрофильные и олеофобные нити сотканы в Х-расположении, V-расположении, скрученном расположении, Ω-расположении, в расположении водяной капли или ромбовидном расположении, предпочтительно волокнистый плетеный слой имеет вогнуто-выпуклые структуры.

Предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству гидрофильных и олеофобных нитей составляет (0,1-10):1, предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству гидрофильных и олеофобных нитей составляет (0,5-5):1, более предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству гидрофильных и олеофобных нитей составляет 1:1.

Предпочтительно система обессоливания и обезвоживания дополнительно содержит распределитель жидкости, который расположен выше по потоку от разделительного модуля и содержит дисковые диафрагмы, собранные пакетом.

Предпочтительно третья приемная полость содержит полость статического разделения, расположенную ниже по потоку от разделительного модуля.

Предпочтительно система обессоливания и обезвоживания дополнительно содержит множество перфорированных гофрированных пластин, которые расположены ниже по потоку от разделительного модуля на расстоянии друг от друга в заданном направлении в третьей приемной полости, где предпочтительно перфорированные гофрированные пластины расположены на расстоянии друг от друга в горизонтальном направлении в третьей приемной полости и каждая из перфорированных гофрированных пластин расположена вертикально, более предпочтительно две соседних перфорированных гофрированных пластины расположены на расстоянии 3-6 мм друг от друга, и поры перфорированных гофрированных пластин расположены на впадинах волны перфорированных гофрированных пластин, предпочтительно поры расположены на равном расстоянии в каждой впадине волны перфорированной гофрированной пластины, предпочтительно пористость перфорированных гофрированных пластин составляет 1-20%, более предпочтительно пористость перфорированных гофрированных пластин составляет 8-15%, предпочтительно поры являются круглыми порами, и диаметр пор составляет 1-10 мм, более предпочтительно диаметр пор составляет 2-5 мм.

В четвертом аспекте в настоящем изобретении предложена система обессоливания и обезвоживания, которая содержит промывочное и обессоливающее устройство согласно первому аспекту настоящего изобретения, деэмульгирующее устройство, содержащее вторую оболочку, которая содержит вторую приемную полость и снабжена входом для жидкости и выходом для жидкости, которые сообщаются со второй приемной полостью, где вход для жидкости второй оболочки сообщается с выходом для жидкости первой оболочки промывочного и обессоливающего устройства; деэмульгирующий модуль, который выполнен из олеофильного и гидрофобного материала или гидрофильного и олеофобного материала, снабжен сквозными отверстиями и расположен во второй приемной полости, и разделительное устройство, содержащее третью оболочку, которая содержит третью приемную полость и снабжена входом для жидкости, выходом для легкой фазы и выходом для тяжелой фазы, которые сообщаются с третьей приемной полостью, где вход для жидкости третьей оболочки сообщается с выходом для жидкости второй оболочки, и первый разделительный модуль и второй разделительный модуль, каждый из которых содержит волокнистый плетеный слой, сотканный из олеофильных и гидрофобных нитей и гидрофильных и олеофобных нитей, которые пересекаются с образованием мест пересечения, где первый разделительный модуль и второй разделительный модуль расположены в третьей приемной полости и вход для жидкости третьей оболочки расположен между первым разделительным модулем и вторым разделительным модулем, предпочтительно выход для легкой фазы расположен над выходом для тяжелой фазы, и первый разделительный модуль расположен над вторым разделительным модулем.

Система обессоливания и обезвоживания согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность удаления солей, полное удаление солей, низкое потребление энергии, небольшое количество закачиваемой воды, короткое время удерживания, хороший деэмульгирующий эффект, полное разделение нефти и воды и высокую скорость разделения нефти и воды.

Предпочтительно как вторая оболочка, так и деэмульгирующий модуль расположены горизонтально.

Предпочтительно по меньшей мере часть края каждого сквозного отверстия является линейной.

Предпочтительно сквозные отверстия представляют собой многоугольные отверстия, предпочтительно сквозные отверстия являются правильными многоугольными отверстиями, более предпочтительно сквозные отверстия являются правильными шестиугольными отверстиями, еще более предпочтительно длина стороны правильного шестиугольного отверстия составляет 0,1-100 мм, оптимально длина стороны правильного шестиугольного отверстия составляет 0,5-10 мм.

Предпочтительно деэмульгирующий модуль содержит множество деэмульгирующих элементов, собранных вместе, предпочтительно каждый из деэмульгирующих элементов имеет форму пластины или форму листа, или деэмульгирующие элементы соединены последовательно и деэмульгирующий модуль образован в форме волны, предпочтительно внутренний угол между двумя соседними деэмульгирующими элементами имеет заданное значение, более предпочтительно каждый из деэмульгирующих элементов имеет форму пластины или форму листа или каждый из деэмульгирующих элементов имеет цилиндрическую форму и множество деэмульгирующих элементов последовательно обернуты друг вокруг друга, предпочтительно каждые два соседних деэмульгирующих элемента контактируют друг с другом.

Предпочтительно деэмульгирующий модуль закручен в спиральную форму, предпочтительно элементы деэмульгирующего модуля в двух соседних витках контактируют друг с другом.

Предпочтительно поверхностная пористость деэмульгирующего модуля составляет 50-95%, предпочтительно поверхностная пористость деэмульгирующего модуля составляет 65-85%.

Предпочтительно обеспечено множество волокнистых плетеных слоев, собранных пакетом, и предпочтительно каждые два соседних волокнистых плетеных слоя контактируют друг с другом.

Предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити выполнены по меньшей мере из одного вещества из сложного полиэфира, полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида, политетрафторэтилена, акриловых соединений, нейлона и материалов, подвергнутых олеофильной и гидрофобной обработке поверхности, а гидрофильные и олеофобные нити выполнены из натуральных макромолекулярных полимеров с карбоксильными группами, аминогруппами или гидроксильными группами на основной цепи или боковых цепях или из материалов, подвергнутых гидрофильной и олеофобной обработке поверхности, предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити представляют собой нити из сложного полиэфира, а гидрофильные и олеофобные нити представляют собой полипропиленовые нити.

Предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити и гидрофильные и олеофобные нити сотканы в Х-расположении, V-расположении, скрученном расположении, Ω-расположении, в расположении водяной капли или ромбовидном расположении, предпочтительно волокнистый плетеный слой имеет вогнуто-выпуклые структуры.

Предпочтительно отношение количества присоединяющих легкую фазу нитей к количеству присоединяющих тяжелую фазу нитей в первом разделительном модуле составляет 1:(1-10), предпочтительно отношение количества присоединяющих легкую фазу нитей к количеству присоединяющих тяжелую фазу нитей в первом разделительном модуле составляет 1:(2-5), отношение количества присоединяющих легкую фазу нитей к количеству присоединяющих тяжелую фазу нитей во втором разделительном модуле составляет (1-10):1, предпочтительно отношение количества присоединяющих легкую фазу нитей к количеству присоединяющих тяжелую фазу нитей во втором разделительном модуле составляет (2-5):1.

Предпочтительно первый разделительный модуль и второй разделительный модуль отделены друг от друга так, что между первым разделительным модулем и вторым разделительным модулем образована область стационарного потока, и вход для жидкости разделительного устройства сообщается с областью стационарного потока, предпочтительно первый разделительный модуль и второй разделительный модуль находятся на заданном расстоянии друг от друга, более предпочтительно первый разделительный модуль и второй разделительный модуль отделены друг от друга в вертикальном направлении, первый разделительный модуль расположен выше второго разделительного модуля, и вход для жидкости разделительного устройства расположен напротив области стационарного потока и сообщается с областью стационарного потока в горизонтальном направлении.

Предпочтительно система обессоливания и обезвоживания дополнительно содержит первый распределитель жидкости, который размещен в третьей приемной полости и расположен выше по потоку от первого разделительного модуля и содержит первые дисковые диафрагмы, собранные пакетом, предпочтительно обеспечено 5-10 первых дисковых диафрагм, каждая из первых дисковых диафрагм расположена горизонтально, диаметр каждой из первых дисковых диафрагм составляет 4-8 мм, и расстояние между центрами каждых двух соседних отверстий каждой из первых дисковых диафрагм составляет 20-30 мм, и второй распределитель жидкости, который размещен в третьей приемной полости и расположен выше по потоку от второго разделительного модуля, где вход для жидкости третьей оболочки расположен между первым распределителем жидкости и вторым распределителем жидкости, и второй распределитель жидкости содержит вторые дисковые диафрагмы, собранные пакетом, предпочтительно обеспечено 5-10 вторых дисковых диафрагм, каждая из вторых дисковых диафрагм расположена горизонтально, диаметр каждой из вторых дисковых диафрагм составляет 4-8 мм и расстояние между центрами каждых двух соседних отверстий каждой из вторых дисковых диафрагм составляет 20-30 мм.

Предпочтительно система обессоливания и обезвоживания дополнительно содержит перфорированные гофрированные пластины, которые размещены ниже по потоку от второго разделительного модуля и расположены на расстоянии друг от друга в заданном направлении в третьей приемной полости, где предпочтительно перфорированные гофрированные пластины расположены на расстоянии друг от друга в вертикальном направлении в третьей приемной полости и каждая из перфорированных гофрированных пластин расположена горизонтально, более предпочтительно каждые две соседние перфорированные гофрированные пластины расположены друг от друга на расстоянии 3-6 мм, и поры перфорированных гофрированных пластин расположены на впадинах волны перфорированных гофрированных пластин, предпочтительно поры расположены на равном расстоянии в каждой впадине волны перфорированной гофрированной пластины, предпочтительно пористость перфорированных гофрированных пластин составляет 1-20%, более предпочтительно пористость перфорированных гофрированных пластин составляет 8-15%, предпочтительно поры являются круглыми порами, и диаметр пор составляет 1-10 мм, более предпочтительно диаметр пор составляет 2-5 мм.

Предпочтительно система обессоливания и обезвоживания дополнительно содержит смеситель, содержащий смесительную полость, где вход для легкой фазы обеспечен на поверхности нижней стенки смесителя, вход для тяжелой фазы обеспечен на поверхности боковой стенки смесителя, и выход для жидкости смесителя сообщается со входом для жидкости первой оболочки, предпочтительно в смесительной полости обеспечен распределительный элемент, и распределительный элемент содержит по меньшей мере один элемент из пластин типа SWN, пластин типа SMX, пластин типа SMK, пластин типа SML, пластин типа SMH, спиральных пластин, гофрированных пластин, вращающихся лопастей, изогнутых лопастей, искривленных лопастей, перфорированных пластин и закручивающего поток узла, более предпочтительно обеспечено множество смесителей, смесительные полости смесителей соединены последовательно, вход для тяжелой фазы обеспечен на поверхности боковой стенки первой смесительной полости, вход для легкой фазы обеспечен на поверхности нижней стенки каждой смесительной полости, и выход для жидкости последнего смесителя сообщается со входом для жидкости первой оболочки промывочного и обессоливающего устройства.

В пятом аспекте в настоящем изобретении предложен способ обессоливания и обезвоживания смеси нефти и воды с использованием системы обессоливания и обезвоживания согласно третьему аспекту настоящего изобретения, который включает следующие стадии: выполнение промывки и обессоливания смеси нефти и воды с помощью способа промывки и обессоливания смеси нефти и воды согласно второму аспекту настоящего изобретения и выполнение разделения смеси нефти и воды с помощью разделительного устройства системы обессоливания и обезвоживания с получением нефтяной фазы и водной фазы, предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство, составляет 5-200°С, более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство, составляет 50-150°С, предпочтительно давление смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство, составляет 0,1-2 МПа изб., более предпочтительно давление смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство, составляет 0,5-1,5 МПа изб., предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве составляет 0,5-10 мин, более предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве составляет 1-5 мин.

Способ обессоливания и обезвоживания смеси нефти и воды согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность удаления солей, полное удаление солей, низкое потребление энергии, небольшое количество закачиваемой воды, короткое время удерживания, полное разделение нефти и воды и высокую скорость разделение нефти и воды.

В шестом аспекте в настоящем изобретении предложен способ обессоливания и обезвоживания смеси нефти и воды с использованием системы обессоливания и обезвоживания согласно четвертому аспекту настоящего изобретения, который включает следующие стадии: выполнение промывки и обессоливания смеси нефти и воды с помощью способа промывки и обессоливания смеси нефти и воды согласно второму аспекту настоящего изобретения, обеспечение протекания смеси нефти и воды через сквозные отверстия в деэмульгирующем модуле деэмульгирующего устройства системы обессоливания и обезвоживания, чтобы получить тяжелую фазу и легкую фазу, и обеспечение протекания тяжелой фазы через один из первого разделительного модуля и второго разделительного модуля разделительного устройства системы обессоливания и обезвоживания, и обеспечение протекания легкой фазы через другой из первого разделительного модуля и второго разделительного модуля, чтобы получить нефтяную фазу и водную фазу, предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в деэмульгирующее устройство, составляет 5-200°С, более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в деэмульгирующее устройство, составляет 50-150°С, предпочтительно температура тяжелой фазы составляет 5-200°С и температура легкой фазы составляет 5-200°С, более предпочтительно температура тяжелой фазы составляет 50-150°С и температура легкой фазы составляет 50-150°С, предпочтительно давление тяжелой фазы составляет 0,1-2 МПа изб., и давление легкой фазы составляет 0,1-2 МПа изб., более предпочтительно давление тяжелой фазы составляет 0,5-1,5 МПа изб., и давление легкой фазы составляет 0,5-1,5 МПа изб., предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве составляет 0,5-5 мин, более предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве составляет 0,5-3 мин, предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве составляет 0,5-10 мин, более предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве составляет 1-5 мин.

Способ обессоливания и обезвоживания смеси нефти и воды согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность удаления солей, полное удаление солей, низкое потребление энергии, небольшое количество закачиваемой воды, короткое время удерживания, хороший деэмульгирующий эффект, полное разделение нефти и воды и высокую скорость разделение нефти и воды.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 представляет собой схему промывочного и обессоливающего устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 2 представляет собой схему разделительного устройства согласно одному воплощению настоящего изобретения.

Фиг. 3 представляет собой схему системы обессоливания и обезвоживания согласно одному воплощению настоящего изобретения.

Фиг. 4 представляет собой схему деэмульгирующего устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 5 представляет собой схему разделительного устройства согласно другому воплощению настоящего изобретения.

Фиг. 6 представляет собой схему системы обессоливания и обезвоживания согласно другому воплощению настоящего изобретения.

Фиг. 7 представляет собой вид сбоку деэмульгирующего модуля согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 8 представляет собой вид сбоку деэмульгирующего модуля согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 9 представляет собой неполную схему волокнистого плетеного слоя разделительного устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 10 представляет собой неполную схему волокнистого плетеного слоя разделительного устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг.11 представляет собой неполную схему волокнистого плетеного слоя разделительного устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 12 представляет собой неполную схему волокнистого плетеного слоя разделительного устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 13 представляет собой неполную схему волокнистого плетеного слоя разделительного устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 14 представляет собой неполную схему волокнистого плетеного слоя разделительного устройства согласно воплощениям настоящего изобретения.

Фиг. 15 представляет собой схему деэмульгирующего модуля согласно воплощениям настоящего изобретения.

Подробное описание воплощений

Ниже подробно описаны некоторые воплощения настоящего изобретения и примеры воплощений показаны на приложенных чертежах. Следует отметить, что воплощения, описанные со ссылкой на приложенные чертежи, являются только примерами и предоставлены только для пояснения настоящего изобретения и не ограничивают настоящее изобретение.

Ниже воплощения настоящего изобретения описаны со ссылкой на приложенные чертежи. Как показано на фиг. 1, 3 и 6, промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения содержит первую оболочку 110 и нити 120. Первая оболочка 110 содержит первую приемную полость 111 и снабжена входом 112 для жидкости и выходом 113 для жидкости, которые сообщаются с первой приемной полостью 111. Нити 120 расположены в первой приемной полости 111.

Смесь нефти и воды может поступать в первую приемную полость 111 через вход 112 для жидкости, и смесь нефти и воды в первой приемной полости 111 может протекать по поверхностям нитей 120, так что смесь нефти и воды может контактировать с поверхностями нитей 120.

Более конкретно, когда смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120, нефтяная фаза и водная фаза могут растягиваться в пленки на поверхностях нитей 120 под действием капиллярности вследствие разницы поверхностного натяжения между водной фазой и нефтяной фазой на поверхностях нитей 120. Так как нити 120 имеют большую площадь поверхности, они могут обеспечить большую площадь поверхности для массопереноса нефтяной фазы и водной фазы для повышения эффекта массопереноса (каждая нить 120 может обеспечить элемент поверхности массопереноса), так что соли нефтяной фазы интенсивно растворяются в водной фазе, и посредством этого эффективность промывки и обессоливания и степень промывки и обессоливания сильно улучшаются, и можно осуществить глубокое удаление солей в нефтяной фазе.

В промывочном и обессоливающем устройстве 10 согласно воплощениям настоящего изобретения путем предоставления нитей 120 нефтяная фаза и водная фаза могут растягиваться в пленки на поверхностях нитей 120, таким образом можно обеспечить большую площадь поверхности для массопереноса между нефтяной фазой и водной фазой для повышения массопереноса, то есть площадь массопереноса между нефтяной фазой и водной фазой сильно увеличивается, так что соли нефтяной фазы могут интенсивно растворяться в водной фазе, и посредством этого эффективность промывки и обессоливания и степень промывки и обессоливания сильно улучшаются, и можно осуществить глубокое удаление солей в нефтяной фазе.

Так как в промывочном и обессоливающем устройстве 10 согласно воплощениям настоящего изобретения можно сильно увеличить площадь массопереноса между нефтяной фазой и водной фазой, соли в нефтяной фазе можно удалять без увеличения количества закачиваемой воды. Таким образом, количество закачиваемой воды можно сильно уменьшить.

Более того, по сравнению с технологией электрообессоливания (часто четырехстадийного или пятистадийного электрообессоливания) в предшествующем уровне техники, промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения имеет простую конструкцию и не потребляет электрическую энергию.

Поэтому промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность обессоливания, полное обессоливание, низкое потребление энергии, небольшое количество закачиваемой воды, короткое время удерживания и простую конструкцию, и т.п.

После обработки промывкой и обессоливанием с помощью промывочного и обессоливающего устройства 10 согласно воплощениям настоящего изобретения содержание соли в сырой нефти может составлять менее 3 мг/л.

Промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения не только подходит для промывки и обессоливания сырой нефти с высоким содержанием солей, но также применимо для промывки и обессоливания различных нефтепродуктов, таких как низкосортная сырая нефть, тяжелая нефть, каменноугольная смола, битум нефтеносных песков, тяжелая амбарная нефть и т.п. по следующей причине: низкосортная сырая нефть, тяжелая сырая нефть, каменноугольная смола, битум нефтеносных песков, тяжелая амбарная нефть и другие похожие нефтепродукты имеют высокую вязкость и высокую плотность. Трудно рассредоточено привести эти нефтепродукты в контакт с водой и однородно смешать с водой. Если используют известное устройство электрообессоливания, соли в этих сырых нефтепродуктах нельзя удалить до содержания ниже 3 мг/л для удовлетворения техническому требованию, даже если закачивают большое количество воды и используют длительное время удерживания.

Кроме того, промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения также применимо для промывки и обессоливания обычной легкой сырой нефти.

Как показано на фиг. 1-15, в некоторых воплощениях настоящего изобретения система 1 обессоливания и обезвоживания может содержать промывочное и обессоливающее устройство 10, деэмульгирующее устройство 20 и разделительное устройство 30. Система 1 обессоливания и обезвоживания может выполнять глубокое обессоливание и обезвоживание различных нефтепродуктов, таких как низкосортная сырая нефть, тяжелая нефть, каменноугольная смола, битум нефтеносных песков, тяжелая амбарная нефть и другие похожие нефтепродукты.

Промывочное и обессоливающее устройство 10 может содержать первую оболочку 110 и нити 120. Первая оболочка 110 может содержать первую приемную полость 111 и может быть снабжена входом 112 для жидкости и выходом 113 для жидкости, которые сообщаются с первой приемной полостью 111. Смесь нефти и воды может поступать в первую приемную полость 111 через вход 112 для жидкости и может покидать первую приемную полость 111 через выход 113 для жидкости.

В первой приемной полости 111 можно обеспечить нити 120, и направление по длине каждой нити 120 может соответствовать направлению по длине первой приемной полости 111. Направление по длине первой приемной полости 111 может соответствовать направлению по длине первой оболочки 110. Например, направление по длине первой оболочки 110, направление по длине первой приемной полости 111 и направление по длине нитей 120 могут соответствовать вертикальному направлению, то есть первая оболочка 110, первая приемная полость 111 и нити 120 могут проходить в вертикальном направлении. Вертикальное направление показано стрелкой А на фиг. 1.

Смесь нефти и воды может поступать в первую приемную полость 111 через вход для жидкости 112, и смесь нефти и воды в первой приемной полости 111 может протекать по поверхностям нитей 120, так что смесь нефти и воды может контактировать с поверхностями нитей 120.

Более конкретно, когда смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120, нефтяная фаза и водная фаза могут растягиваться в пленки на поверхностях нитей 120 под действием капиллярности вследствие разницы поверхностного натяжения между водной фазой и нефтяной фазой на поверхностях нитей 120. Так как нити 120 имеют большую площадь поверхности, они могут обеспечить большую площадь поверхности для массопереноса нефтяной фазы и водной фазы для повышения эффекта массопереноса (каждая нить 120 может обеспечить элемент поверхности массопереноса), так что соли из нефтяной фазы интенсивно растворяются в водной фазе, и посредством этого эффективность промывки и обессоливания и степень промывки и обессоливания сильно улучшаются, и можно осуществить глубокое удаление солей в нефтяной фазе.

В промывочном и обессоливающем устройстве 10 согласно воплощениям настоящего изобретения путем предоставления нитей 120 нефтяная фаза и водная фаза могут растягиваться в пленки на поверхностях нитей 120, таким образом можно обеспечить большую площадь поверхности для массопереноса между нефтяной фазой и водной фазой для повышения массопереноса, то есть площадь массопереноса между нефтяной фазой и водной фазой сильно увеличивается, так что соли нефтяной фазы могут интенсивно растворяться в водной фазе, и посредством этого эффективность промывки и обессоливания и степень промывки и обессоливания сильно улучшаются, и можно осуществить глубокое удаление солей в нефтяной фазе.

Более того, по сравнению с технологией электрообессоливания (часто четырехстадийного или пятистадийного электрообессоливания) в предшествующем уровне техники, промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения имеет простую конструкцию и не потребляет электрическую энергию.

Поэтому промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими высокую эффективность обессоливания, полное обессоливание, низкое потребление энергии и простую конструкцию, и т.п.

После обработки промывкой и обессоливанием с помощью промывочного и обессоливающего устройства 10 согласно воплощениям настоящего изобретения содержание соли в сырой нефти может составлять менее 3 мг/л.

Промывочное и обессоливающее устройство 10 согласно воплощениям настоящего изобретения не только подходит для промывки и обессоливания сырой нефти с высоким содержанием солей, но также применимо для промывки и обессоливания различных нефтепродуктов, таких как низкосортная сырая нефть, тяжелая нефть, каменноугольная смола, битум нефтеносных песков, тяжелая амбарная нефть и т.п. по следующей причине: низкосортная сырая нефть, тяжелая сырая нефть, каменноугольная смола, битум нефтеносных песков, тяжелая амбарная нефть и другие похожие нефтепродукты имеют высокую вязкость и высокую плотность. Трудно рассредоточено привести эти нефтепродукты в контакт с водой и однородно смешать с водой. Если используют известное устройство электрообессоливания, соли в этих сырых нефтепродуктах нельзя удалить до содержания менее 3 мг/л для удовлетворения техническому требованию, даже если закачивают большое количество воды и используют длительное время удерживания.

Каждая нить 120 может быть олеофильной и гидрофобной нитью. Альтернативно, некоторые из нитей 120 могут быть олеофильными и гидрофобными нитями, при этом другие нити 120 могут быть металлическими нитями, то есть нити 120 могут быть композиционными нитями, составленными из олеофильных и гидрофобных нитей и металлических нитей. Так как металлические нити обладают определенной гидрофильностью, область массопереноса между нефтяной фазой и водной фазой можно дополнительно увеличить, так что нефтяная фаза и водная фаза могут лучше контактировать друг с другом и соли нефтяной фазы можно более полно растворять в водной фазе. Таким образом сильно повышают эффективность промывки и обессоливания и осуществляют глубокое удаление солей в нефтяной фазе.

Предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству металлических нитей может составлять (1-1000):1. Более предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству металлических нитей может составлять (1-100):1.

При этом олеофильные и гидрофобные нити можно выбрать по меньшей мере из одних нитей из сложнополиэфирных нитей, нейлоновых нитей, полиуретановых нитей, полипропиленовых нитей, полиакрилонитриловых нитей и поливинилхлоридных нитей, а металлические нити могут представлять собой нити из нержавеющей стали.

Нити 120 могут образовывать пучки нитей, некоторые нити в каждом пучке нитей могут быть олеофильными и гидрофобными нитями, при этом другие нити в каждом пучке нитей могут быть металлическими нитями. Предпочтительно металлические нити можно однородно распределить среди олеофильных и гидрофобных нитей или олеофильные и гидрофобные нити можно однородно распределить среди металлических нитей.

Предпочтительно плотность заполнения нитями 120 может составлять 1-9%. При этом плотность заполнения нитями 120 относится к отношению суммы (общей) площадей сечения (площадей поперечного сечения) всех нитей 120 к площади сечения (площади поперечного сечения) первой приемной полости 111. Более предпочтительно плотность заполнения нитями 120 может составлять 3-5%. Если плотность заполнения нитями 120 слишком высока, сопротивление потоку смеси нефти и воды является слишком большим, а скорость потока смеси нефти и воды является слишком низкой. Следовательно, смесь нефти и воды может застаиваться или даже блокироваться и может легко образоваться застойная зона потока, что приводит к неблагоприятному воздействию на массоперенос между двумя фазами. Если плотность заполнения нитями 120 слишком низкая, сопротивление потоку смеси нефти и воды оказывается слишком низким и скорость потока смеси нефти и воды оказывается слишком высокой. Следовательно, может легко образоваться зона разрыва потока и массоперенос между двумя фазами будет невозможен в зоне разрыва потока, так как в зоне разрыва потока отсутствует граница раздела фаз.

Поперечное сечение первой приемной полости 111 может быть круглым, и отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 (отношение длины к диаметру или отношение высоты к диаметру) может составлять (10-100):1. Предпочтительно отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 может составлять (30-70):1. Более предпочтительно отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 может составлять (40-50):1. Оптимально отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 может составлять 45:1. Отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 можно определить согласно скорости потока и времени удерживания смеси нефти и воды.

Как показано на фиг. 1, 3 и 6, каждая из нитей 120 может иметь извилистую форму. Другими словами, каждая нить 120 может иметь волнистую форму. Таким образом, длина нити 120 (длина после распрямления волнистой нити 120) может быть больше длины первой приемной полости 111, так что площадь поверхности нитей 120 можно дополнительно увеличить, то есть длину (например, высоту) первой приемной полости 111 и длину первой оболочки 110 можно снизить, при этом дополнительно повысить область массопереноса межу нефтяной фазой и водной фазой, чтобы уменьшить пространство, занимаемое промывочным и обессоливающим устройством 10.

Промывочное и обессоливающее устройство 10 может дополнительно содержать первый крепежный элемент 131 и второй крепежный элемент 132, которые могут быть расположены на расстоянии друг от друга на поверхности стенки первой приемной полости 111 в направлении длины первой приемной полости 111. Первый конец каждой нити 120 может быть соединен с первым крепежным элементом 131, а второй конец каждой нити 120 может быть соединен со вторым крепежным элементом 132. Таким образом нити 120 можно более удобно и стабильно разместить в первой приемной полости 111.

Как первый крепежный элемент 131, так и второй крепежный элемент 132 могут быть крепежными пластинами и их можно приварить к поверхности стенки первой приемной полости 111.

Как показано на фиг. 1, 3 и 6, первый конец каждой нити 120 может находиться рядом со входом 112 для жидкости первой приемной полости 111 в направлении длины первой приемной полости 111, а второй конец может находиться рядом с выходом 113 для жидкости первой приемной полости 111 в направлении длины первой приемной полости 111. Например, первый крепежный элемент 131 может находиться рядом со входом 112 для жидкости первой приемной полости 111 в направлении длины первой приемной полости 111, а второй крепежный элемент 132 может находиться рядом с выходом 113 для жидкости первой приемной полости 111 в направлении длины первой приемной полости 111.

Таким образом пространство первой приемной полости 111 можно использовать более полно и посредством этого длину первой приемной полости 111 и длину первой оболочки 110 можно уменьшить, чтобы уменьшить пространство, занимаемое промывочным и обессоливающим устройством 10.

Промывочное и обессоливающее устройство 10 может дополнительно содержать первый распределитель 140 материала, который может быть размещен в первой приемной полости 111 и расположен между входом 112 для жидкости первой приемной полости 111 и первым концом нитей 120 в направлении длины первой приемной полости. Например, первый распределитель 140 материала может быть расположен ниже входа 112 для жидкости первой приемной полости 111, и первый конец нитей 120 может быть расположен ниже первого распределителя 140 материала.

Вход для жидкости первого распределителя 140 материала может сообщаться со входом 112 для жидкости первой приемной полости 111. Таким образом, смесь нефти и воды, поступающая в первую приемную полость 111 через вход 112 для жидкости, может поступать в первый распределитель 140 материала и посредством этого первый распределитель 140 материала может изначально хорошо распределять смесь нефти и воды, так что смесь нефти и воды можно распределять более однородно на множестве нитей 120 и посредством этого можно улучшить эффективность массопереноса, то есть соли из нефтяной фазы можно растворять более быстро в водяной фазе.

Первый распределитель 140 материала может быть выполнен в виде разбрызгивающей головки, трубки, ответвления или бака.

Как показано на фиг. 1, 3 и 6, промывочное и обессоливающее устройство 10 может дополнительно содержать ограничивающий элемент 150, который может быть расположен на поверхности стенки первой приемной полости 111. Ограничивающий элемент 150 может содержать первую ограничивающую часть и вторую ограничивающую часть (не показаны на чертежах), которые могут находиться на расстоянии друг от друга в первом направлении, которое может быть перпендикулярно направлению длины первой приемной полости 111. Например, в случае, когда направление длины первой приемной полости 111 является вертикальным направлением, первое направление может быть горизонтальным направлением.

Каждая нить 120 может быть расположена между первой ограничивающей частью и второй ограничивающей частью в первом направлении. Таким образом нити 120 можно ограничивать (удерживать) с помощью первой ограничивающей части и второй ограничивающей части и посредством этого можно предотвратить колебание нитей 120 в первом направлении под действием смеси нефти и воды. Если нити 120 свободно колеблются (качаются) в первой приемной полости 111, они не только возмущают поток смеси нефти и воды, но также могут легко запутаться.

Предпочтительно можно обеспечить множество ограничивающих элементов 150 и их можно расположить на расстоянии друг от друга в направлении длины первой приемной полости 111. Таким образом нити 120 можно лучше ограничить и посредством этого можно предотвратить колебание нитей 120 в первом направлении под действием смеси нефти и воды.

Как показано на фиг. 1, 3 и 6, в некоторых воплощениях настоящего изобретения первая оболочка 110 может быть снабжена выходом 114 для циркулирующей жидкости, сообщающимся с первой приемной полостью 111, и промывочное и обессоливающее устройство 10 может дополнительно содержать циркуляционный насос 160, вход для жидкости циркуляционного насоса 160 может сообщаться с выходом 114 для циркулирующей жидкости и выход для жидкости циркуляционного насоса 160 может сообщаться со входом 112 для жидкости первой оболочки 110.

Таким образом по меньшей мере часть смеси нефти и воды в первой приемной полости 111 можно извлечь с помощью циркуляционного насоса 160 и затем снова подать в первую приемную полость 111 через вход 112 для жидкости, так что часть смеси нефти и воды снова протекает по нитям 120, посредством чего снова выполняется массоперенос, и таким образом можно дополнительно повысить эффективность промывки и обессоливания.

По меньшей мере часть смеси нефти и воды в первой приемной полости 111 можно повторно рециркулировать по мере необходимости, чтобы повторно осуществлять массоперенос. Чем больше количество нитей 120, тем больше площадь поверхности, и тем меньше может быть количество циклов и количество циркулирующей смеси нефти и воды.

Как показано на фиг. 1, 3 и 6, выход 114 для циркулирующей жидкости может быть расположен напротив выхода 113 для жидкости первой оболочки 110 в первом направлении и посредством этого конструкция промывочного и обессоливающего устройства 10 является более целесообразной.

Смесь нефти и воды, поступающую в первую приемную полость 111, можно образовать путем смешивания воды и сырой нефти. Как показано на фиг. 3 и 6, система 1 обессоливания и обезвоживания может дополнительно содержать смеситель 40, чтобы использовать смеситель 40 для смешивания воды и сырой нефти и получения смеси нефти и воды.

Смеситель 40 может содержать смесительную полость, вход для легкой фазы может быть расположен на поверхности нижней стенки смесителя 40, а вход для тяжелой фазы может быть расположен в боковой стенке смесителя 40. Обычно сырая нефть является легкой фазой, при этом вода является тяжелой фазой, если сырая нефть является тяжелой сырой нефтью, сырая нефть является тяжелой фазой, при этом вода является легкой фазой. Выход для жидкости смесителя 40 может сообщаться с входом 112 для жидкости первой оболочки 110.

Предпочтительно в смесительной полости смесителя 40 может быть размещен распределительный элемент (не показан на чертежах), и распределительный элемент может содержать по меньшей мере один элемент из пластин типа SWN, пластин типа SMX, пластин типа SMK, пластин типа SML, пластин типа SMH, спиральных пластин, гофрированных пластин, вращающихся лопастей, плоских лопастей, изогнутых лопастей, перфорированных пластин и закручивающего поток узла. При повторяющемся действии усилия сдвига распределительного элемента повышается градиент скорости ламинарного течения текучей среды или в текучей среде образуется турбулентность или даже получают турбулентный завихряющийся поток, так что текучую среду непрерывно разделяют, перемешивают и окончательно перемешивают до однородного состояния.

Как показано на фиг. 3 и 6, можно обеспечить множество смесителей 40, каждый смеситель 40 может содержать смесительную полость, смесительные полости могут быть соединены последовательно, вход для тяжелой фазы можно обеспечить на поверхности боковой стенки первой смесительной полости, а вход для легкой фазы можно обеспечить на поверхности нижней стенки каждой смесительной полости. Выход для жидкости последнего смесителя 40 может сообщаться со входом 112 для жидкости первой оболочки 110.

Тяжелая фаза может поступать в первую смесительную полость через вход для тяжелой фазы, а легкая фаза может поступать в первую смесительную полость через вход для легкой фазы. Тяжелую фазу и легкую фазу смешивают в первой смесительной полости с получением смеси нефти и воды и затем смесь нефти и воды поступает во вторую смесительную полость и ее смешивают с легкой фазой, поступающей во вторую смесительную полость через вход для легкой фазы. Эту схему повторяют до тех пор, пока смесь нефти и воды в последней смесительной полости не поступает в промывочное и обессоливающее устройство 10.

Массовое процентное содержание водной фазы в смеси нефти и воды, покидающей смеситель 40 (то есть в смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111), может составлять 1-20 масс. %. Таким образом, соли из нефтяной фазы можно полностью растворить в водной фазе и можно предотвратить повышенную сложность разделения нефти и воды, вызванную избыточной водной фазой. Предпочтительно массовое процентное содержание водной фазы в смеси нефти и воды может составлять 5-15 масс. %. Таким образом, соли нефтяной фазы можно более полно растворить в водной фазе и можно предотвратить повышенную сложность разделения нефти и воды, вызванную избыточной водной фазой.

Если температура смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, слишком низкая, вязкость смеси нефти и воды является очень высокой и неблагоприятной для распространения нефтяной фазы и водной фазы по поверхностям нитей 120, если температура смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, слишком высокая, вода будет испаряться, что неблагоприятно для массопереноса между нефтяной фазой и водной фазой.

Температура смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, составляет 5-200°С, то есть температура смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может быть больше или равна 5°С и меньше или равна 200°С.Этот температурный интервал не только облегчает распространение нефтяной фазы и водной фазы по поверхностям нитей 120, но также повышает массоперенос между нефтяной фазой и водной фазой, то есть соли нефтяной фазы могут быстрее растворяться в водной фазе.

Предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может быть больше или равна 50°С и меньше или равна 150°С. Этот температурный интервал не только облегчает распространение нефтяной фазы и водной фазы по поверхностям нитей 120 и повышает массоперенос между нефтяной фазой и водной фазой, но также способствует понижению потребления энергии.

Более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может быть больше или равна 70°С и меньше или равна 120°С. Еще более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может быть больше или равна 80°С и меньше или равна 100°С. Этот температурный интервал не только облегчает распространение нефтяной фазы и водной фазы по поверхностям нитей 120 и повышает массоперенос между нефтяной фазой и водной фазой, но также способствует понижению потребления энергии.

Время удерживания смеси нефти и воды на нитях 120 может составлять 0,5-5 мин, то есть время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 (первой приемной полости 111) может составлять 0,5-5 мин. Предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды на нитях 120 может составлять 1-3 мин. Более предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды на нитях 120 может составлять 2 мин.

Объемная скорость смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может составлять 5-50 ч^-1. Предпочтительно объемная скорость смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может составлять 10-30 ч^-1. Более предпочтительно объемная скорость смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может составлять 20-25 ч^-1. Если объемная скорость смеси нефти и воды слишком высокая, пленка жидкости, образуемая смесью нефти и воды на поверхностях нитей 120, является очень толстой, что приводит к пониженной площади массопереноса и уменьшенной скорости массопереноса, если объемная скорость смеси нефти и воды слишком низкая, производительность и выход промывочного и обессоливающего устройства 10 являются слишком низкими.

Давление смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может составлять 0,05-2 МПа изб. Предпочтительно давление смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может составлять 0,1-0,5 МПа изб. Более предпочтительно давление смеси нефти и воды, поступающей в первую приемную полость 111, может составлять 0,2-0,3 МПа изб. Таким образом, смесь нефти и воды может равномерно протекать по поверхностям нитей 120 и растекаться в пленку по поверхностям нитей 120 и можно уменьшить потребление энергии.

Если смесь нефти и воды получают путем смешивания низкосортной сырой нефти, тяжелой сырой нефти, каменноугольной смолы или битума нефтеносных песков и т.п. с водой, тогда после того, как смесь нефти и воды протечет через промывочное и обессоливающее устройство 10, нефтяная фаза и водяная фаза смешиваются очень однородно и образуется сильно эмульгированная смесь нефти и воды типа «вода в нефти». Смесь нефти и воды, покидающую промывочное и обессоливающее устройство 10, можно сперва подать в деэмульгирующее устройство 20 для деэмульгирования.

Как показано на фиг. 4, деэмульгирующее устройство 20 может содержать вторую оболочку 210 и деэмульгирующий модуль 220. Вторая оболочка 210 может содержать вторую приемную полость 211 и может быть оборудована входом 212 для жидкости и выходом 213 для жидкости, которые сообщаются со второй приемной полостью 211. Вход 212 для жидкости второй оболочки 210 может сообщаться с выходом 113 для жидкости первой оболочки 110 промывочного и обессоливающего устройства 10. Деэмульгирующий модуль 220 может быть выполнен из олеофильного и гидрофобного материала или гидрофильного и олеофобного материала, снабжен сквозными отверстиями 221 и расположен во второй приемной полости 211.

Смесь нефти и воды, поступающая во вторую приемную полость 211, может протекать через сквозные отверстия 221 деэмульгирующего модуля 220. Края сквозных отверстий 221 могут разрезать капельки эмульгированной жидкости типа вода в нефти с разрушением структуры «вода в нефти», так что можно высвобождать небольшие капельки воды, которые обволакивает нефтяная фаза, и они могут соединяться с образованием более крупных капель воды и затем оседать (или всплывать).

Путем расположения сквозных отверстий 221 в деэмульгирующем устройстве 20 согласно воплощениям настоящего изобретения структуру «вода в нефти» можно разрезать краями сквозных отверстий 221 и посредством этого можно высвободить капельки воды, которые обволакивает нефтяная фаза, так что капельки воды соединяются с образованием более крупных капель воды.

Другими словами, смесь нефти и воды, поступающая во вторую приемную полость 211, может проходить через сквозные отверстия 221 деэмульгирующего модуля 220, так что эмульгированные капельки воды в нефти разрезаются, и посредством этого осуществляют деэмульгирование, и в этом процессе высвобождаются капельки воды, затем капельки воды могут соединяться в более крупные капли воды и оседать.

Деэмульгирующий модуль 220 может содержать деэмульгирующие элементы 222. Таким образом, небольшие капельки эмульгированной жидкости типа «вода в нефти» можно разрезать повторно и посредством этого можно высвободить больше водяных капель, которые обволакивает нефтяная фаза, и разделение нефти и воды можно осуществить более эффективно и полно.

В первом примере настоящего изобретения деэмульгирующие элементы 222 могут быть собраны пакетом. Например, каждый деэмульгирующий элемент 222 можно расположить вертикально и деэмульгирующие элементы 222 можно расположить на одной линии в горизонтальном направлении. Каждые два соседних деэмульгирующих элемента 222 могут контактировать или могут не контактировать друг с другом. Предпочтительно каждый из деэмульгирующих элементов 222 может иметь форму листа или форму пластины.

Как показано на фиг. 15, во втором примере настоящего изобретения деэмульгирующие элементы 222 можно соединить последовательно и деэмульгирующий модуль 220 можно образовать в форме волны. Например, верхний край одного деэмульгирующего элемента 222 можно соединить с верхним краем деэмульгирующего элемента 222 с одной его стороны, а нижний край деэмульгирующего элемента 222 можно соединить с нижним краем деэмульгирующего элемента 222 с другой его стороны. Предпочтительно внутренний угол между двумя соседними деэмульгирующими элементами 222 может иметь заданное значение, и посредством этого конструкция деэмульгирующего устройства 20 является более целесообразной.

Каждый из деэмульгирующих элементов 222 может иметь форму листа или форму пластины. Более конкретно, поперечное сечение второй приемной полости 211 может иметь прямоугольную или квадратную форму, верхний край каждого деэмульгирующего элемента 222 контактирует с поверхностью верхней стенки второй приемной полости 211, нижний край каждого деэмульгирующего элемента 222 контактирует с поверхностью нижней стенки второй приемной полости 211 и боковые края каждого деэмульгирующего элемента 222 контактируют с поверхностями боковой стенки второй приемной полости 211.

Как показано на фиг. 7, в третьем примере настоящего изобретения каждый деэмульгирующий элемент 222 может иметь цилиндрическую форму, то есть поперечное сечение каждого деэмульгирующего элемента 222 может иметь кольцевую форму. Деэмульгирующие элементы 222 могут быть последовательно обернуты друг вокруг друга. Смесь нефти и воды может протекать через деэмульгирующие элементы 222 из внутренней части во внешнюю часть или протекать через деэмульгирующие элементы 222 из внешней части во внутреннюю часть. Предпочтительно каждые два соседних деэмульгирующих элемента 222 могут контактировать друг с другом, посредством чего конструкция деэмульгирующего модуля 220 становится более компактной.

Как показано на фиг. 8, деэмульгирующий модуль 220 моет быть скручен в форме спирали. Таким образом, конструкция деэмульгирующего модуля 220 является более целесообразной. Предпочтительно элементы деэмульгирующего модуля 220 на двух соседних витках могут контактировать друг с другом, посредством чего конструкция деэмульгирующего модуля 220 становится более компактной.

По меньшей мере часть краев каждого сквозного отверстия 221 деэмульгирующего модуля 220 может быть линейной. Таким образом, структуру «вода в нефти» можно разрезать более эффективно и посредством этого можно высвободить больше водяных капель, которые обволакивает нефтяная фаза.

Предпочтительно сквозные отверстия 221 деэмульгирующего модуля 220 могут быть многоугольными отверстиями. Таким образом, можно образовать внутренний угол между двумя соседними краями каждого сквозного отверстия 221 и посредством этого структуру «вода в нефти» можно разрезать более эффективно и посредством этого можно высвободить больше водяных капель, которые обволакивает нефтяная фаза.

Более предпочтительно сквозные отверстия 221 деэмульгирующего модуля 220 могут представлять собой правильные многоугольники. Таким образом, можно образовать внутренний угол между двумя соседними линейными краями каждого сквозного отверстия 221 и посредством этого структуру «вода в нефти» можно разрезать более эффективно и посредством этого можно высвободить больше водяных капель, которые обволакивает нефтяная фаза.

Оптимально сквозные отверстия 221 могут представлять собой правильные шестиугольные отверстия. Таким образом, сквозные отверстия 221 имеют достаточно краев для более эффективного разрезания структуры «вода в нефти» и деэмульгирующий модуль 220 имеет больший канал потока (общая площадь поперечного сечения множества сквозных отверстий 221 является большей), так что можно улучшить производительность и скорость обработки деэмульгирующего модуля 220.

Как показано на фиг. 6, как вторая оболочка 210, так и деэмульгирующий модуль 220 расположены горизонтально. Например, вторая оболочка 210 может представлять собой горизонтальную трубу. В способе деэмульгирования смеси нефти и воды с помощью деэмульгирующего модуля 220, если направление потока смеси нефти и воды перпендикулярно сквозным отверстиям 221 (то есть направление потока смеси нефти и воды перпендикулярно поперечным сечениям сквозных отверстий 221), деэмульгирующий модуль 220 достигает наивысшей эффективности разрезания смеси нефти и воды. Если как вторая оболочка 210, так и деэмульгирующий модуль 220 расположены горизонтально, смесь нефти и воды может протекать в радиальном направлении деэмульгирующего модуля 220 (с внутренней части во внешнюю часть или из внешней части во внутреннюю часть) и поэтому направление потока смеси нефти и воды перпендикулярно сквозным отверстиям 221.

Если как вторая оболочка 210, так и деэмульгирующий модуль 220 расположены вертикально или наклонно, направление потока смеси нефти и воды не перпендикулярно сквозным отверстиям 221 под действием силы тяжести смеси нефти и воды, следовательно эффективность разрезания смеси нефти и воды деэмульгирующим модулем 220 понижается.

Как показано на фиг. 5 и 6, разделительное устройство 30 может содержать третью оболочку 310, первый разделительный модуль 320а и второй разделительный модуль 320b. Третья оболочка 310 может содержать третью приемную полость 311 и может быть снабжена входом 312 для жидкости, выходом 313 для легкой фазы и выходом 314 для тяжелой фазы, которые сообщаются с третьей приемной полостью 311. Вход 312 для жидкости третьей оболочки 310 сообщается с выходом 213 для жидкости второй оболочки 210.

Первый разделительный модуль 320а и второй разделительный модуль 320b можно расположить в третьей приемной полости 311, а вход 312 для жидкости третьей оболочки 310 можно расположить между первым разделительным модулем 320а и вторым разделительным модулем 320b. Например, первый разделительный модуль 320а может быть расположен выше входа 312 для жидкости третьей оболочки 310, а второй разделительный модуль 320b может быть расположен ниже входа 312 для жидкости третьей оболочки 310.

Как первый разделительный модуль 320а, так и второй разделительный модуль 320b могут содержать волокнистый плетеный слой 323, сотканный из олеофильных и гидрофобных нитей 321 и гидрофильных и олеофобных нитей 322. Олеофильные и гидрофобные нити 321 и гидрофильные и олеофильные нити 322 пересекаются с образованием мест пересечения.

Смесь нефти и воды, покидающую деэмульгирующее устройство 20, можно расслоить с образованием легкой фазы и тяжелой фазы. Если сырая нефть является легкой сырой нефтью, тогда сырая нефть является легкой фазой, при этом вода является тяжелой фазой, если сырая нефть является тяжелой сырой нефтью, тогда сырая нефть является тяжелой фазой, при этом вода является легкой фазой. Последующее описание основано на примере, в котором сырая нефть является легкой фазой, а вода является тяжелой фазой.

В случае, когда сырая нефть является легкой сырой нефтью, можно обеспечить протекание легкой фазы через первый разделительный модуль 320а и можно обеспечить протекание тяжелой фазы через второй разделительный модуль 320b, так как легкая фаза содержит небольшое количество воды, а тяжелая фаза содержит небольшое количество сырой нефти.

Вода в легкой фазе может протекать вдоль гидрофильных и олеофобных нитей 322. Когда капли воды протекают в места пересечения гидрофильных и олеофобных нитей 322 и олеофильных и гидрофобных нитей 321, капли воды остаются там, по мере того как больше капель воды непрерывно протекает в места пересечения и собирается в них, капли воды объединяются и растут в местах пересечения, то есть небольшие капли воды постепенно соединяются и растут в более крупные капли воды в местах пересечения. Когда капли воды становятся достаточно большими (в этот момент собственная сила тяжести объединенных водяных капель превышает силу поверхностного натяжения между каплями воды и гидрофильными и олеофобными нитями 322), они падают с поверхностей гидрофильных и олеофобных нитей 322 и движутся вниз, так что водяные капли осаждаются и их отделяют. Например, водяные капли могут протекать вниз и возвращаться в область 330 стационарного потока. Сырая нефть может протекать вверх и вытекать из разделительного устройства 30 через выход 313 для легкой фазы.

Сырая нефть в тяжелой фазе может протекать вдоль олеофильных и гидрофобных нитей 321. Когда сырая нефть протекает в места пересечения гидрофильных и олеофобных нитей 322 и олеофильных и гидрофобных нитей 321, капли нефти остаются там, по мере того как больше капель нефти непрерывно протекает в места пересечения и собираются в них, они объединяются и растут в местах пересечения, то есть небольшие нефтяные капли постепенно соединяются и растут в более крупные капли нефти в местах пересечения. Когда капли нефти становятся достаточно большими (в этот момент подъемная сила объединенных нефтяных капель превышает силу поверхностного натяжения между каплями нефти и олеофильными и гидрофобными нитями 321), они отделяются от поверхностей олеофильных и гидрофобных нитей 321 и движутся вверх, так что нефтяные капли осаждаются и их отделяют. Например, нефтяные капли могут протекать вверх и возвращаться в область 330 стационарного потока. Вода может протекать вниз и вытекать из разделительного устройства 30 через выход 314 для тяжелой фазы. В случае, когда сырая нефть является тяжелой сырой нефтью, можно обеспечить протекание легкой фазы через первый разделительный модуль 320а и можно обеспечить протекание тяжелой фазы через второй разделительный модуль 320b, так как легкая фаза содержит небольшое количество сырой нефти, а тяжелая фаза содержит небольшое количество воды.

Нефть в легкой фазе может протекать вдоль олеофильных и гидрофобных нитей 321. Когда капли нефти протекают в места пересечения гидрофильных и олеофобных нитей 322 и олеофильных и гидрофобных нитей 321, они остаются там, по мере того как больше капель нефти непрерывно протекает в места пересечения и собираются в них, капли нефти могут объединяться и расти в местах пересечения, то есть небольшие капли нефти постепенно соединяются и растут в более крупные капли нефти в местах пересечения. Когда капли нефти становятся достаточно большими (в этот момент собственная сила тяжести объединенных нефтяных капель превышает силу поверхностного натяжения между каплями нефти и олеофильными и гидрофобными нитями 321), капли нефти падают с поверхностей олеофильных и гидрофобных нитей 321 и движутся вниз, так что нефтяные капли осаждаются и их отделяют. Например, нефтяные капли могут протекать вниз и возвращаться в область 330 стационарного потока. Вода может протекать вверх и вытекать из разделительного устройства 30 через выход 313 для легкой фазы.

Вода в тяжелой фазе может протекать вдоль гидрофильных и олеофобных нитей 322. Когда капли воды протекают в места пересечения гидрофильных и олеофобных нитей 322 и олеофильных и гидрофобных нитей 321, капли воды остаются там, по мере того как больше капель воды непрерывно протекает в места пересечения и собирается там, капли воды соединяются и растут в местах пересечения, то есть небольшие капли воды постепенно объединяются и растут в более крупные капли воды в местах пересечения. Когда капли воды становятся достаточно большими (в этот момент подъемная сила объединенных капель воды превышает силу поверхностного натяжения между каплями воды и гидрофильными и олеофобными нитями 322), они отделяются от поверхностей гидрофильных и олеофобных нитей 322 и движутся вверх, так что капли воды осаждаются и их отделяют. Например, капли воды могут протекать вверх и возвращаться в область 330 стационарного потока. Сырая нефть может протекать вниз и вытекать из разделительного устройства 30 через выход 314 для тяжелой фазы.

В разделительном устройстве 30 согласно воплощениям настоящего изобретения, путем обеспечения первого разделительного модуля 320а и второго разделительного модуля 320b и расположения олеофильных и гидрофобных нитей 321 и гидрофильных и олеофобных нитей 322 как в первом разделительном модуле 320а, так и во втором разделительном модуле 320b с пересечением, водную фазу и нефтяную фазу можно эффективно, полно и быстро отделить друг от друга. Таким образом можно получить сточную воду с приемлемым содержанием нефти, и степень удаления воды в сырой нефти может составлять более 99%.

Поэтому разделительное устройство 30 согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими полное разделение нефти и воды, высокую скорость разделения нефти и воды и короткое время удерживания и т.п.

Когда выполняют деэмульгирование смеси нефти и воды, вытекающей из промывочного и обессоливающего устройства 10, с помощью деэмульгирующего устройства 20, не существует особого ограничения на условия деэмульгирования, при условии, что смесь нефти и воды протекает через деэмульгирующее устройство 20.

Предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в деэмульгирующее устройство 20, составляет 5-200°С, более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в деэмульгирующее устройство 20, составляет 50-150°С. Еще более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в деэмульгирующее устройство 20, составляет 70-120°С. Оптимально температура смеси нефти и воды, поступающей в деэмульгирующее устройство 20, составляет 80-100°С.

Когда выполняют разделение смеси нефти и воды, вытекающей из деэмульгирующего устройства 20, с помощью разделительного устройства 30, не существует особого ограничения на условия разделения, при условии, что легкая фаза смеси нефти и воды протекает через первый разделительный модуль 320а, а тяжелая фаза смеси нефти и воды протекает через второй разделительный модуль 320b.

Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 0,5-5 мин. Предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 0,5-3 мин. Более предпочтительно время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 1 мин.

Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 0,5-10 мин. Предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 1-5 мин. Более предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 3 мин.

Предпочтительно температура тяжелой фазы, протекающей через второй разделительный модуль 320b, может составлять 5-200°С, давление тяжелой фазы может составлять 0,1-2 МПа изб., температура легкой фазы, протекающей через первый разделительный модуль 320а, может составлять 5-200°С, и давление легкой фазы может составлять 0,1- 2 МПа изб. Более предпочтительно температура тяжелой фазы, протекающей через второй разделительный модуль 320b, может составлять 50-150°С, давление тяжелой фазы может составлять 0,5-1,5 МПа изб., температура легкой фазы, протекающей через первый разделительный модуль 320а, может составлять 50-150°С, и давление легкой фазы может составлять 0,5-1,5 МПа изб. Еще более предпочтительно температура тяжелой фазы, протекающей через второй разделительный модуль 320b, может составлять 70-120°С, давление тяжелой фазы может составлять 0,7-1,3 МПа изб., температура легкой фазы, протекающей через первый разделительный модуль 320а, может составлять 70-120°С, и давление легкой фазы может составлять 0,7-1,3 МПа изб.

Оптимально температура тяжелой фазы, протекающей через второй разделительный модуль 320b, может составлять 80-100°С, давление тяжелой фазы может составлять 0,9-1,1 МПа изб., температура легкой фазы, протекающей через первый разделительный модуль 320а, может составлять 80-100°С, и давление легкой фазы может составлять 0,9-1,1 МПа изб.

Первый разделительный модуль 320а и второй разделительный модуль 320b могут быть расположены в горизонтальном направлении, то есть разделительное устройство 30 может представлять собой горизонтальное разделительное устройство.

Как показано на фиг. 5 и 6, первый разделительный модуль 320а может быть расположен выше второго разделительного модуля 320b, и выход 313 для легкой фазы может быть расположен выше выхода 314 для тяжелой фазы, то есть разделительное устройство 30 может представлять собой вертикальное разделительное устройство. Таким образом, силу тяжести тяжелой фазы также можно использовать для отделения тяжелой фазы от легкой фазы и посредством этого можно дополнительно улучшить разделяющее действие первого разделительного модуля 320а и второго разделительного модуля 320b, чтобы уменьшить высоту первого разделительного модуля 320а и второго разделительного модуля 320b и посредством этого уменьшить высоту разделительного устройства 30.

Можно обеспечить множество волокнистых плетеных слоев 323, и волокнистые плетеные слои 323 можно собрать пакетом. Предпочтительно каждые два соседних волокнистых плетеных слоя 323 могут контактировать друг с другом, посредством чего конструкции первого разделительного модуля 320а и второго разделительного модуля 320b становятся более компактными.

Как показано на фиг. 5 и 6, каждый волокнистый плетеный слой 323 первого разделительного модуля 320а может быть расположен в общем горизонтально, и каждый волокнистый плетеный слой 323 второго разделительного модуля 320b может быть расположен в общем горизонтально.

Предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити 321 могут быть выполнены по меньшей мере из одного вещества из сложного полиэфира, полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида, политетрафторэтилена, акриловых соединений, нейлона и материалов, подвергнутых олеофильной и гидрофобной обработке поверхности, а гидрофильные и олеофобные нити 322 могут быть выполнены из натуральных макромолекулярных полимеров с карбоксильными группами, аминогруппами или гидроксильными группами на основной цепи или боковых цепях или из материалов, подвергнутых гидрофильной и олеофобной обработке поверхности. Более предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити 321 могут представлять собой сложнополиэфирные нити, а гидрофильные и олеофобные нити 322 могут представлять собой полипропиленовые нити.

Отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей в первом разделительном модуле 320а составляет 1:(1-10), а отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей во втором разделительном модуле 3 20b составляет (1-10):1.

В случае, когда сырая нефть является легкой фазой, а вода является тяжелой фазой, отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в первом разделительном модуле 320а может составлять 1:(1-10), а отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 во втором разделительном модуле 320b может составлять (1-10):1. В случае, когда сырая нефть является тяжелой фазой, а вода является легкой фазой, отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 в первом разделительном модуле 320а может составлять 1:(1-10), а отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 во втором разделительном модуле 320b может составлять (1-10):1.

Предпочтительно отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей в первом разделительном модуле 320а может составлять 1:(2-5), а отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей во втором разделительном модуле 320b может составлять (2-):1. Более предпочтительно отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей в первом разделительном модуле 320а может составлять 1:4, а отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей во втором разделительном модуле 320b может составлять 4:1.

Отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей в первом разделительном модуле 320а можно определить согласно содержанию тяжелой фазы в легкой фазе, а отношение количества имеющих сродство к легкой фазе нитей к количеству имеющих сродство к тяжелой фазе нитей во втором разделительном модуле 320b можно определить согласно содержанию легкой фазы в тяжелой фазе.

Например, когда тяжелую фазу (водную фазу) следует отделить от легкой фазы (нефтяной фазы), тяжелая фаза является дисперсной фазой, при этом чем ниже содержание тяжелой фазы, тем меньше количество капель дисперсной фазы, в этом случае может быть меньшее количество имеющих сродство к тяжелой фазе нитей, так как капли тяжелой дисперсной фазы соединяются и растут в более крупные капли на имеющих сродство к тяжелой фазе нитях и посредством этого их отделяют.

В конкретном примере настоящего изобретения олеофильные и гидрофобные нити 321 и гидрофильные и олеофобные нити 322 сотканы в Х-расположении (как показано на Фиг. 9), V-расположении (как показано на Фиг. 10), скрученном расположении (как показано на Фиг. 11), Ω-расположении (как показано на Фиг. 12), в расположении водяной капли (как показано на Фиг. 13) или ромбовидном расположении (как показано на Фиг. 14).

Предпочтительно волокнистый плетеный слой 323 может иметь вогнуто-выпуклые структуры. Другими словами, поверхность волокнистого плетеного слоя 323 может быть неровной.

Первый разделительный модуль 320а и второй разделительный модуль 320b отделены друг от друга с образованием между ними области 330 стационарного потока. Вход 312 для жидкости разделительного устройства 30 может сообщаться с областью 330 стационарного потока. Путем расположения области 330 стационарного потока между первым разделительным модулем 320а и вторым разделительным модулем 320b можно предотвратить не только столкновение и смещение материала, но также можно осуществить расслоение нефтяной фазы и водной фазы. При этом никакой заполняющий материал не заполняет область 330 стационарного потока, или заполняющий слой с функцией распределения может быть размещен в области 330 стационарного потока, например, направляющая поток решетка или похожий заполняющий слой можно разместить в области 330 стационарного потока.

Предпочтительно первый разделительный модуль 320а и второй разделительный модуль 320b могут быть расположены на заданном расстоянии друг от друга, чтобы можно было лучше предотвратить столкновение и смещение материала и можно было лучше осуществить расслоение между нефтяной фазой и водной фазой.

Как показано на фиг. 5 и 6, первый разделительный модуль 320а и второй разделительный модуль 320b могут быть разнесены в вертикальном направлении, первый разделительный модуль 320а может быть расположен выше второго разделительного модуля 320b, и вход 312 для жидкости разделительного устройства 30 расположен напротив области 330 стационарного потока и сообщается с областью 330 стационарного потока в горизонтальном направлении.

Как показано на фиг. 5 и 6, разделительное устройство 30 может дополнительно содержать первый распределитель 340 жидкости и второй распределитель 350 жидкости.

Первый распределитель 340 жидкости может быть расположен в третьей приемной полости 311, и первый распределитель 340 жидкости может быть расположен выше по потоку от первого разделительного модуля 320а, то есть материал (например, легкая фаза) сперва протекает через первый распределитель 340 жидкости и затем протекает через первый разделительный модуль 320а. Первый распределитель 340 жидкости может содержать первые дисковые диафрагмы, собранные пакетом.

Второй распределитель 350 жидкости может быть расположен в третьей приемной полости 311, и второй распределитель 350 жидкости может быть расположен выше по потоку от второго разделительного модуля 320b, то есть материал (например, тяжелая фаза) сперва протекает через второй распределитель 350 жидкости и затем протекает через второй разделительный модуль 320b. Второй распределитель 350 жидкости может содержать вторые дисковые диафрагмы, собранные пакетом.

При этом вход 312 для жидкости третьей оболочки 310 может быть расположен между первым распределителем 340 жидкости и вторым распределителем 350 жидкости. Например, вход 312 для жидкости третьей оболочки 310 может быть расположен между первым распределителем 340 жидкости и вторым распределителем 350 жидкости в вертикальном направлении.

С помощью первого распределителя 340 жидкости и второго распределителя 350 жидкости можно изначально хорошо распределять материал. Хорошее начальное распределение материала обеспечивает то, что производительность и время удерживания объединенного заполняющего материала по существу являются одинаковыми на всем поперечном сечении, также поток материала непрерывно поддерживают в стабильном и однородном состоянии в объединенном способе обезвоживания/удаления нефти. Другими словами, если начальное распределение материала не является однородным, могут возникать такие проблемы, как раздельное движение двух фаз и смещение и т.п., и следовательно, может ухудшаться эффективность массопереноса.

Предпочтительно обеспечено 5-10 первых дисковых диафрагм, каждая из первых дисковых диафрагм может быть расположена горизонтально, диаметр каждой первой дисковой диафрагмы составляет 4-8 мм и расстояние между центрами каждых двух соседних отверстий каждой из первых дисковых диафрагм составляет 20-30 мм, обеспечено 5-10 вторых дисковых диафрагм, каждая из вторых дисковых диафрагм может быть расположена горизонтально, диаметр каждой второй дисковой диафрагмы составляет 4-8 мм, и расстояние между центрами каждых двух соседних отверстий каждой из вторых дисковых диафрагм составляет 20-30 мм.

Как показано на фиг. 5 и 6, разделительное устройство 30 может дополнительно содержать перфорированные гофрированные пластины 360, расположенные ниже по потоку от второго разделительного модуля 320b, то есть материал (например, тяжелая фаза) сперва течет через второй разделительный модуль 320b и затем протекает через перфорированные гофрированные пластины 360. Перфорированные гофрированные пластины 360 могут быть расположены на расстоянии друг от друга в третьей приемной полости 311 в заданном направлении.

Таким образом, структуру извилистых каналов и пористой поверхности перфорированной гофрированной пластины 360 можно использовать для повышения столкновений капель жидкости и способствования объединению капель, так что тяжелая фаза может двигаться вниз вдоль пор в поверхности перфорированной гофрированной пластине 360 быстрее и достигать выхода 314 для тяжелой фазы и посредством этого отделяться.

Как показано на фиг. 5 и 6, перфорированные гофрированные пластины 360 могут быть расположены на расстоянии друг от друга в третьей приемной полости 311 в вертикальном направлении, и каждая перфорированная гофрированная пластина 360 может быть расположена горизонтально. Предпочтительно каждые две соседних перфорированных гофрированных пластины 360 могут находиться на расстоянии 3-6 мм друг от друга, и поры перфорированной гофрированной пластины 360 расположены на впадинах волны перфорированных гофрированных пластин 360.

Когда обезвоживание и обессоливание выполняют для легкой сырой нефти, смесь нефти и воды, покидающая промывочное и обессоливающее устройство 10, не должна поступать в деэмульгирующее устройство 20, вместо этого смесь нефти и воды, покидающая промывочное и обессоливающее устройство 10, может непосредственно поступать в разделительное устройство 30. Конечно, альтернативно смесь нефти и воды, покидающая промывочное и обессоливающее устройство 10, может сперва поступать в деэмульгирующее устройство 20 и затем поступать в разделительное устройство 30.

Как показано на фиг. 2 и 3, разделительное устройство 30 может содержать третью оболочку 310 и разделительный модуль 320. Третья оболочка 310 может содержать третью приемную полость 311 и может быть снабжена входом 312 для жидкости, выходом 313 для легкой фазы и выходом 314 для тяжелой фазы, которые сообщаются с третьей приемной полостью 311. Вход 312 для жидкости третьей оболочки 310 может сообщаться с выходом 113 для жидкости первой оболочки 110.

Разделительный модуль 320 может быть расположен в третьей приемной полости 311. Разделительный модуль 320 может содержать волокнистый плетеный слой 323, который может быть соткан из олеофильных и гидрофобных нитей 321 и гидрофильных и олеофобных нитей 322. Олеофильные и гидрофобные нити 321 и гидрофильные и олеофобные нити 322 пересекаются с образованием мест пересечений.

Смесь нефти и воды, поступающая в третью приемную полость 311, может протекать через волокнистый плетеный слой 323. Вода в смеси нефти и воды может протекать вдоль гидрофильных и олеофобных нитей 322. Когда капли воды протекают в места пересечения гидрофильных и олеофобных нитей 322 и олеофильных и гидрофобных нитей 321, капли воды остаются там, по мере того, как больше капель воды непрерывно собирается в местах пересечений, небольшие капли воды постепенно объединяются и растут в более крупные капли воды.

Когда капли воды становятся достаточно большими (в этот момент собственная сила тяжести объединенных водяных капель превышает силу поверхностного натяжения между каплями воды и гидрофильными и олеофобными нитями 322), они падают с поверхностей гидрофильных и олеофобных нитей 322 и движутся вниз, так что капли воды оседают и их отделяют, и они могут вытекать из разделительного устройства 30 через выход 314 для тяжелой фазы. Сырая нефть в смеси нефти и воды может вытекать из разделительного устройства 30 через выход 313 для легкой фазы.

Путем предоставления разделительного модуля 320 и расположения олеофильных и гидрофобных нитей 321 и гидрофильных и олеофобных нитей 322 в разделительном модуле 320 перекрестно, в разделительном устройстве 30 согласно воплощениям настоящего изобретения можно эффективно, полно и быстро отделить друг от друга водную фазу и нефтяную фазу. Таким образом можно получить сточную воду с приемлемым содержанием нефти, и степень удаления воды в сырой нефти может составлять более 99%.

Поэтому разделительное устройство 30 согласно воплощениям настоящего изобретения обладает преимуществами, включающими полное разделение нефти и воды, высокую скорость разделения нефти и воды и короткое время удерживания и т.п.

Хотя приемлемую сырую нефть можно получить, используя многостадийный способ электрообессоливания для выполнения обезвоживания и обессоливания не низкосортной и не тяжелой нефти (обычной легкой сырой нефти), показатель нефтесодержания в получаемой сточной воде не может соответствовать техническому требованию, так как разделение нефти и воды не является достаточно высококачественным и тщательным. Путем использования разделительного устройства 30 согласно воплощениям настоящего изобретения для разделения смеси нефти и воды можно получить сточную воду с приемлемым содержанием нефти, и степень удаления воды в сырой нефти может составлять более 99%, чтобы получить сырую нефть, которая соответствует техническому требованию.

Когда выполняют разделение смеси нефти и воды, вытекающей из промывочного и обессоливающего устройства 10, с помощью разделительного устройства 30, не существует конкретного ограничения на условия разделения, при условии, что смесь нефти и воды протекает через разделительный модуль 320.

Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 0,5-10 мин. Предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 1-5 мин. Более предпочтительно время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 3 мин.

Предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, может составлять 5-200°С, и давление смеси нефти и воды может составлять 0,1-2 МПа изб. Более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, составляет 50-150°С, и давление смеси нефти и воды составляет 0,5-1,5 МПа изб.

Еще более предпочтительно температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, составляет 70-120°С, и давление смеси нефти и воды составляет 0,7-1,3 МПа изб. Оптимально температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, составляет 80-100°С, и давление смеси нефти и воды составляет 0,9-1,1 МПа изб.

Можно обеспечить множество волокнистых плетеных слоев 323, и волокнистые плетеные слои 323 можно собрать пакетом. Предпочтительно каждые два соседних волокнистых плетеных слоя 323 могут контактировать друг с другом, посредством этого конструкции первого разделительного модуля 320а и второго разделительного модуля 320b становятся более компактными.

Как показано на фиг. 2 и 3, каждый из волокнисты плетены слоев 323 может быть расположен в общем горизонтально.

Предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити 321 могут быть выполнены по меньшей мере из одного вещества из сложного полиэфира, полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида, политетрафторэтилена, акриловых соединений, нейлона и материалов, подвергнутых олеофильной и гидрофобной обработке поверхности, а гидрофильные и олеофобные нити 322 могут быть выполнены из натуральных макромолекулярных полимеров с карбоксильными группами, аминогруппами или гидроксильными группами на основной цепи или боковых цепях или из материалов, подвергнутых гидрофильной и олеофобной обработке поверхности, более предпочтительно олеофильные и гидрофобные нити 321 могут представлять собой сложнополиэфирные нити, а гидрофильные и олеофобные нити 322 могут представлять собой полипропиленовые нити.

Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 может составлять (0,1-10):1. Другими словами, отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 может составлять от 10:1 до 1:10. Предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 может составлять (0,5-5):1. Более предпочтительно отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 может составлять 1:1.

Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 можно определить согласно содержанию водной фазы в нефтяной фазе. Когда водную фазу необходимо отделить от нефтяной фазы, водная фаза является дисперсной фазой, при этом чем ниже содержание водной фазы, тем меньше количество капель дисперсной фазы, следовательно может быть меньшее количество гидрофильных нитей, так как капли дисперсной водной фазы объединяются и вырастают в более крупные капли на гидрофильных нитях, и посредством этого их отделяют.

В конкретном примере настоящего изобретения олеофильные и гидрофобные нити 321 и гидрофильные и олеофобные нити 322 сотканы в Х-расположении (как показано на Фиг. 9), V-расположении (как показано на Фиг. 10), скрученном расположении (как показано на Фиг. 11), Ω-расположении (как показано на Фиг. 12), в расположении водяной капли (как показано на Фиг. 13) или ромбовидном расположении (как показано на Фиг. 14).

Предпочтительно волокнистый плетеный слой 323 может иметь вогнуто-выпуклые структуры.

Как показано на фиг. 2 и 3, разделительное устройство 30 может дополнительно содержать распределитель 370 жидкости, который может быть расположен выше по потоку от разделительного модуля 320, то есть смесь нефти и воды сперва протекает через распределитель 370 жидкости и затем протекает через разделительный модуль 320. Распределитель 370 жидкости может содержать дисковые диафрагмы, собранные пакетом.

С помощью распределителя 370 жидкости можно изначально хорошо распределять материал (смесь нефти и воды). Хорошее начальное распределение материала обеспечивает то, что производительность и время удерживания объединенного заполняющего материала по существу являются одинаковыми на всем поперечном сечении, также поток материала непрерывно поддерживают в стабильном и однородном состоянии в объединенном способе обезвоживания/удаления нефти.

Предпочтительно обеспечено 5-10 дисковых диафрагм, каждая из дисковых диафрагм может быть расположена вертикально, диаметр каждой дисковой диафрагмы составляет 4-8 мм и расстояние между центрами каждых двух соседних отверстий каждой из дисковых диафрагм составляет 20-30 мм.

В одном воплощении настоящего изобретения третья приемная полость 311 может содержать полость для статического разделения, расположенную ниже по потоку от разделительного модуля 320. Таким образом водную фазу и нефтяную фазу можно статически разделять в полости для статического разделения.

Как показано на фиг. 2 и 3, в другом воплощении настоящего изобретения разделительное устройство 30 может дополнительно содержать перфорированные гофрированные пластины 360, расположенные ниже по потоку от разделительного модуля 320, то есть смесь нефти и воды сперва протекает через разделительный модуль 320 и затем протекает через перфорированные гофрированные пластины 360. Перфорированные гофрированные пластины 360 могут быть расположены на расстоянии друг от друга в третьей приемной полости 311 в заданном направлении.

Таким образом, структуру извилистых каналов и пористой поверхности перфорированной гофрированной пластины 360 можно использовать для повышения столкновений капель жидкости и способствования объединению капель, так что водная фаза может двигаться вниз вдоль пор в поверхности перфорированной гофрированной пластины 360 быстрее и достигать выхода 314 для тяжелой фазы и посредством этого отделяться.

Как показано на фиг. 2 и 3, перфорированные гофрированные пластины 360 могут быть расположены на расстоянии друг от друга в третьей приемной полости 311 в горизонтальном направлении, и каждая перфорированная гофрированная пластина 360 может быть расположена вертикально. Предпочтительно каждые две соседних перфорированных гофрированных пластины 360 могут быть расположены на расстоянии 3-6 мм друг от друга, и поры перфорированной гофрированной пластины 360 расположены на впадинах волны перфорированной гофрированной пластины 360.

Конечные точки и любые значения в интервалах, описанные в настоящем изобретении, не ограничены точными интервалами или значениями, напротив, эти интервалы или значения следует понимать как включающие значения, которые близки к этим интервалам или значениями. Для численных интервалов конечные точки интервалов и отдельные точечные значения можно объединять с получением одного или более новых численных интервалов, которые следует считать специально описанными в этом документе.

Ниже настоящее изобретение еще более подробно описано в примерах. В следующих примерах содержание солей в сырой нефти измеряют согласно GB/T 6532-2012, а содержание воды в сырой нефти измеряют согласно GB/T25986.

Пример 1

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки легкой сырой нефти (основные свойства легкой сырой нефти показаны в таблице 1). Система 1 обессоливания и обезвоживания содержит промывочное и обессоливающее устройство 10 и разделительное устройство 30.

Отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 70:1. Первая приемная полость 111 снабжена олеофильными и гидрофобными нитями, направление по длине каждой из олеофильных и гидрофобных нитей соответствует направлению по длине первой приемной полости 111, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 5%. Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в волокнистом плетеном слое 323 разделительного устройства 30 составляет 10:1.

Легкую сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 1 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям олеофильных и гидрофобных нитей (нитей 120). При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 5 ч^-1, температура составляет 5°С, и давление составляет 0,05 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 1 мин. Смесь нефти и воды, вытекающую из промывочного и обессоливающего устройства 10, разделяют с помощью разделительного устройства 30, чтобы получить нефтяную фазу и водную фазу. При этом температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, может составлять 5°С, давление может составлять 0,1 МПа изб., и время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 5 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,93 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 498 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 86 частей на млн.

Пример 2

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки легкой сырой нефти (основные свойства легкой сырой нефти показаны в таблице 1). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 2 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 1 заключаются в следующем.

Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в волокнистом плетеном слое 323 разделительного устройства 30 составляет 0,1:1, отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 100:1, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 3%.

Легкую сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 20 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям олеофильных и гидрофобных нитей (нитей 120). При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 50 ч^-1, температура составляет 150°С, и давление составляет 0,5 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 5 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающую из промывочного и обессоливающего устройства 10, разделяют с помощью разделительного устройства 30, чтобы получить нефтяную фазу и водную фазу. При этом температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, может составлять 150°С, давление может составлять 1,5 МПа изб., и время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 0,5 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 1,06 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 292 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 27 частей на млн.

Пример 3

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки легкой сырой нефти (основные свойства легкой сырой нефти показаны в таблице 1). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 3 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 1 заключаются в следующем.

Нити 120, расположенные в первой приемной полости 111, включают олеофильные и гидрофобные нити и металлические нити, и отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству металлических нитей составляет 1000:1. Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в волокнистом плетеном слое 323 разделительного устройства 30 составляет 5:1, отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 45:1, и плотность заполнения нитями 120 составляет 9%.

Легкую сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 5 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 20 ч^-1, температура составляет 90°С, и давление составляет 0,3 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 0,5 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающую из промывочного и обессоливающего устройства 10, разделяют с помощью разделительного устройства 30, чтобы получить нефтяную фазу и водную фазу. При этом температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, может составлять 90°С, давление может составлять 1 МПа изб., и время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 10 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 1,53 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 226 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 25 частей на млн.

Пример 4

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки легкой сырой нефти (основные свойства легкой сырой нефти показаны в таблице 1). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 4 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 3 заключаются в следующем.

Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству металлических нитей составляет 1:1. Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в волокнистом плетеном слое 323 разделительного устройства 30 составляет 0,5:1, отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 10:1, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 1%.

Легкую сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 15 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 30 ч^-1, температура составляет 200°С, и давление составляет 2 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 2 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающую из промывочного и обессоливающего устройства 10, разделяют с помощью разделительного устройства 30, чтобы получить нефтяную фазу и водную фазу. При этом температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, может составлять 200°С, давление может составлять 2 МПа изб., и время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 3 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 0,94 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 245 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 25 частей на млн.

Пример 5

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки легкой сырой нефти (основные свойства легкой сырой нефти показаны в таблице 1). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 5 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 3 заключаются в следующем.

Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей к количеству металлических нитей составляет 100:1. Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в волокнистом плетеном слое 323 разделительного устройства 30 составляет 1:1, отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 30:1, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 4%.

Легкую сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 10 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 10 ч^-1, температура составляет 50°С, и давление составляет 0,1 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 3 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающую из промывочного и обессоливающего устройства 10, разделяют с помощью разделительного устройства 30, чтобы получить нефтяную фазу и водную фазу. При этом температура смеси нефти и воды, поступающей в разделительное устройство 30, может составлять 50°С, давление может составлять 0,5 МПа изб., и время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 1 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 0,97 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 238 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 23 частей на млн.

Сравнительный пример 1

Обычное трехступенчатое устройство электрообессоливания и электрообезвоживания используют для выполнения обессоливания и обезвоживания сырой нефти (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 1). Конструкция трехступенчатого устройства электрообессоливания и электрообезвоживания является следующей: горизонтальная конструкция, внутреннее пространство разделено на верхнее пространство и нижнее пространство, верхнее пространство является пространством электрического поля, а нижнее пространство является пространством разделения нефти и воды, контрольный участок с водой и поверхностью раздела воды и нефти расположен между верхним пространством и нижним пространством, несколько слоев горизонтальных пластинчатых электродов расположены в области электрического поля, кроме того, в пространстве электрического поля обеспечены подвесные изоляторы, брусы для подвешивания, изолирующие штанги для подводящих проводов, нефтяная форсунка и расходомер и т.п. К пластинчатым электродам прикладывают высокое напряжение для создания электрического поля высокого напряжения, и слабое электрическое поле создают между нижним пластинчатым электродом и поверхностью раздела воды в нижней части устройства обезвоживания.

Рабочие условия являются следующими: рабочая температура 125-130°С, рабочее давление 0,8-1,2 МПа изб., время удерживания 36 мин, общее количество закаченной воды составляет 5 масс. % от массы сырой нефти. После обессоливания и обезвоживания с помощью устройства электрообессоливания и электрообезвоживания содержание солей в сырой нефти составляет 6,7-10,2 мг/л, содержание воды составляет 1245-3347 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 927 частей на млн.

Сравнительный пример 2

Трехступенчатое устройство электрообессоливания и электрообезвоживания, как и в сравнительном примере 1, используют для выполнения обессоливания и обезвоживания сырой нефти (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 2). Рабочие условия являются следующими: рабочая температура 125-130°С, рабочее давление 0,8-1,2 МПа изб., время удерживания 36 мин, общее количество закаченной воды составляет 5 масс. % от массы сырой нефти.

После обессоливания и обезвоживания с помощью устройства электрообессоливания и электрообезвоживания содержание солей в сырой нефти составляет 17,5-18,2 мг/л, содержание воды составляет 17600-19400 частей на млн. и содержание нефти в воде составляет 1102 частей на млн.

Сравнительный пример 3

Сперва сырую нефть и воду смешивают три раза с помощью статического смесителя, полученную посредством смешивания смесь нефти и воды, вводят в коалесцирующий сепаратор, заполненный 6 коалесцирующими фильтрующими элементами Полла и заполняющий материал для сепаратора из гофрированных пластин помещают после фильтрующих элементов. Устройство используют для выполнения обессоливания и обезвоживания сырой нефти (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 1).

Рабочие условия являются следующими: рабочая температура 125-130°С, рабочее давление 0,7-0,9 МПа изб., время удерживания 21 мин, общее количество закаченной воды составляет 5 масс. % от массы сырой нефти. После промывки и обессоливания с помощью закачивания воды и коалесцирующего обезвоживания с помощью коалесцирующих фильтрующих элементов Полла, содержание солей в сырой нефти составляет 13,6-15,7 мг/л, содержание воды составляет 15400-18800 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 996 частей на млн.

Пример 6

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки тяжелой сырой нефти (основные свойства тяжелой сырой нефти показаны в таблице 2). Система 1 обессоливания и обезвоживания содержит промывочное и обессоливающее устройство 10, деэмульгирующее устройство 20 и разделительное устройство 30.

Отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 45:1. В первой приемной полости 111 обеспечены олеофильные и гидрофобные нити, направление по длине каждой из олеофильных и гидрофобных нитей соответствует направлению по длине первой приемной полости 111, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 3%. Сквозные отверстия деэмульгирующего устройства 20 являются круглыми отверстиями. Отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в первом разделительном модуле 320а разделительного устройства 30 составляет 1:1, и отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 во втором разделительном модуле 320b разделительного устройства 30 составляет 1:1.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 1 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 20 ч^-1, температура составляет 50°С, и давление составляет 0,1 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 1 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 50°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20 и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (легкую фазу) и водную фазу (тяжелую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 3 мин.

Нефтяная фаза (при температуре 50°С и давлении 0,5 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а водная фаза (при температуре 50°С и давлении 0,5 МПа) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 5 мин.

После промывки, обессоливания и разделения нефти и воды смеси нефти и воды содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,76 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 445 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 122 части на млн.

Пример 7

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки тяжелой сырой нефти (основные свойства тяжелой сырой нефти показаны в таблице 2). Система 1 обессоливания и обезвоживания содержит промывочное и обессоливающее устройство 10, деэмульгирующее устройство 20 и разделительное устройство 30. Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 7 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 6 заключаются в следующем.

Отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 70:1, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 9%, сквозные отверстия деэмульгирующего устройства 20 являются треугольными отверстиями, отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в первом разделительном модуле 320а разделительного устройства 30 составляет 1:10, и отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 во втором разделительном модуле 320b разделительного устройства 30 составляет 10:1.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 20 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 30 ч^-1, температура составляет 200°С, и давление составляет 2 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 5 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 200°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20 и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (легкую фазу) и водную фазу (тяжелую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 0,5 мин.

Нефтяная фаза (при температуре 200°С и давлении 2 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а водная фаза (при температуре 200°С и давлении 2 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 0,5 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 1,80 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 558 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 156 частей на млн.

Пример 8

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки тяжелой сырой нефти (основные свойства тяжелой сырой нефти показаны в таблице 2). Система 1 обессоливания и обезвоживания содержит промывочное и обессоливающее устройство 10, деэмульгирующее устройство 20 и разделительное устройство 30. Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 8 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 6 заключаются в следующем.

Нити 120, расположенные в первой приемной полости 111, содержат олеофильные и гидрофобные нити и металлические нити, отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 30:1, и плотность заполнения нитями 120 составляет 1%, сквозные отверстия деэмульгирующего устройства 20 являются квадратными отверстиями, отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в первом разделительном модуле 320а разделительного устройства 30 составляет 1:2, и отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 во втором разделительном модуле 320b разделительного устройства 30 составляет 2:1.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 5 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 10 ч^-1, температура составляет 5°С, и давление составляет 0,05 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 0,5 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 5°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (легкую фазу) и водную фазу (тяжелую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 5 мин.

Нефтяная фаза (при температуре 5°С и давлении 0,1 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а водная фаза (при температуре 5°С и давлении 0,1 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 10 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,15 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 390 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 103 части на млн.

Пример 9

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки тяжелой сырой нефти (основные свойства тяжелой сырой нефти показаны в таблице 2). Система 1 обессоливания и обезвоживания содержит промывочное и обессоливающее устройство 10, деэмульгирующее устройство 20 и разделительное устройство 30. Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 9 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 8 заключаются в следующем.

Отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 100:1, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 5%, сквозные отверстия деэмульгирующего устройства 20 являются правильными шестиугольными отверстиями, отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в первом разделительном модуле 320а разделительного устройства 30 составляет 1:5, а отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 во втором разделительном модуле 320b разделительного устройства 30 составляет 5:1.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 15 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 50 ч^-1, температура составляет 80°С, и давление составляет 0,3 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 2 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 80°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (легкую фазу) и водную фазу (тяжелую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 1 мин.

Нефтяная фаза (при температуре 80°С и давлении 1 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а водная фаза (при температуре 80°С и давлении 1 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 3 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,17 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 422 части на млн., и содержание нефти в воде составляет 120 частей на млн.

Пример 10

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки тяжелой сырой нефти (основные свойства тяжелой сырой нефти показаны в таблице 2). Система 1 обессоливания и обезвоживания содержит промывочное и обессоливающее устройство 10, деэмульгирующее устройство 20 и разделительное устройство 30. Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 10 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 9 заключаются в следующем.

Отношение длины первой приемной полости 111 к диаметру поперечного сечения первой приемной полости 111 составляет 10:1, и плотность заполнения олеофильными и гидрофобными нитями составляет 4%, отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 в первом разделительном модуле 320а разделительного устройства 30 составляет 1:4, а отношение количества олеофильных и гидрофобных нитей 321 к количеству гидрофильных и олеофобных нитей 322 во втором разделительном модуле 320b разделительного устройства 30 составляет 4:1.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 10 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 5 ч^-1, температура составляет 150°С, и давление составляет 0,5 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 3 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 150°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (легкую фазу) и водную фазу (тяжелую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 0,5 мин.

Нефтяная фаза (при температуре 150°С и давлении 1,5 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а водная фаза (при температуре 150°С и давлении 1,5 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 1 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,24 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 440 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 117 частей на млн.

Пример 11

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки каменноугольной смолы (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3). Система 1 обессоливания и обезвоживания в примере 11 является такой же, как система 1 обессоливания и обезвоживания в примере 6.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 1 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 10 ч^-1, температура составляет 5°С, и давление составляет 0,05 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 1 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 5°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (тяжелую фазу) и водную фазу (легкую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 3 мин.

Водная фаза (при температуре 5°С и давлении 0,1 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а нефтяная фаза (при температуре 5°С и давлении 0,1 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 5 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,98 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет на 2,74 масс. %, и содержание нефти в воде составляет 0,542%.

Пример 12

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки каменноугольной смолы (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 12 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 7 заключаются в следующем: отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 в первом разделительном модуле 320а составляет 1:10, а отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 во втором разделительном модуле 320b составляет 10:1.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 20 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 50 ч^-1, температура составляет 200°С, и давление составляет 2 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 5 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 200°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (тяжелую фазу) и водную фазу (легкую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 0,5 мин.

Водная фаза (при температуре 200°С и давлении 2 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а нефтяная фаза (при температуре 200°С и давлении 2 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 0,5 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,23 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 1,79 масс. %, и содержание нефти в воде составляет 0,363%.

Пример 13

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки каменноугольной смолы (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 13 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 8 заключаются в следующем: отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 в первом разделительном модуле 320а составляет 1:2, а отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 во втором разделительном модуле 320b составляет 2:1.

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 5 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 5 ч^-1, температура составляет 50°С, и давление составляет 0,1 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 0,5 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 50°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (тяжелую фазу) и водную фазу (легкую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 5 мин.

Водная фаза (при температуре 50°С и давлении 0,5 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а нефтяная фаза (при температуре 50°С и давлении 0,5 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 10 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 2,96 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 2,58 масс. %, и содержание нефти в воде составляет 0,417%.

Пример 14

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки каменноугольной смолы (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 14 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 9 заключаются в следующем: отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 в первом разделительном модуле 320а составляет 1:5, а отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 во втором разделительном модуле 320b составляет 5:1

Сырую нефть смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 15 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 30 ч^-1, температура составляет 150°С, и давление составляет 0,5 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 2 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 150°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (тяжелую фазу) и водную фазу (легкую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 1 мин.

Водная фаза (при температуре 150°С и давлении 1,5 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а нефтяная фаза (при температуре 150°С и давлении 1,5 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 3 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 1,88 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 1,02 масс. %, и содержание нефти в воде составляет 0,224%.

Пример 15

Систему 1 обессоливания и обезвоживания используют для обработки каменноугольной смолы (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3). Отличия системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 15 от системы 1 обессоливания и обезвоживания в примере 10 заключаются в следующем: отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 в первом разделительном модуле 320а составляет 1:4, а отношение количества гидрофильных и олеофобных нитей 322 к количеству олеофильных и гидрофобных нитей 321 во втором разделительном модуле 320b составляет 4:1.

Сырую нефть (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3) смешивают с водой с получением смеси нефти и воды, в которой массовое процентное содержание водной фазы составляет 10 масс. %. Смесь нефти и воды перемещают в промывочное и обессоливающее устройство 10, так что смесь нефти и воды протекает по поверхностям нитей 120. При этом объемная скорость смеси нефти и воды составляет 20 ч^-1, температура составляет 80°С, и давление составляет 0,3 МПа изб., и время удерживания смеси нефти и воды в промывочном и обессоливающем устройстве 10 составляет 3 мин.

Смесь нефти и воды, вытекающая из промывочного и обессоливающего устройства 10 (при температуре 80°С), поступает в деэмульгирующее устройство 20, и ее деэмульгируют в нем, чтобы получить нефтяную фазу (тяжелую фазу) и водную фазу (легкую фазу). Время удерживания смеси нефти и воды в деэмульгирующем устройстве 20 составляет 0,5 мин.

Водная фаза (при температуре 80°С и давлении 1 МПа) поступает в первый разделительный модуль 320а, и ее отделяют в нем, а нефтяная фаза (при температуре 80°С и давлении 1 МПа изб.) поступает во второй разделительный модуль 320b, и ее отделяют в нем. Время удерживания нефтяной фазы смеси нефти и воды в разделительном устройстве 30 составляет 1 мин.

После того, как смесь нефти и воды подвергнута промывке и обессоливанию, а также разделению, содержание солей в сырой нефти (нефтепродукте) составляет 1,95 мг/л, содержание воды в сырой нефти составляет 1,05 масс. %, и содержание нефти в воде составляет 0,238%.

Сравнительный пример 4

Трехступенчатое устройство электрообессоливания и электрообезвоживания, как и в сравнительном примере 1, используют для выполнения обессоливания и обезвоживания сырой нефти (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3). Рабочие условия являются следующими: рабочая температура 70-75°С, рабочее давление 0,8-1,2 МПа изб., время удерживания 36 мин, общее количество закаченной воды составляет 15 масс. % от массы сырой нефти. Обнаружили, что поверхность раздела нефти и воды не является четкой и выпускаемая водная фаза несет большое количество нефтяной фазы в способе обессоливания и обезвоживания. После обезвоживания содержание солей в каменноугольной смоле составляет 19,8 мг/л, а содержание воды составляет 20500 -28400 частей на млн.

Сравнительный пример 5

Используют предшествующий уровень техники. Сперва сырую нефть (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3) и закаченную воду смешивают три раза с помощью статического смесителя, полученную посредством смешивания смесь нефти и воды вводят в коалесцирующий сепаратор, заполненный 6 коалесцирующими фильтрующими элементами Полла и заполняющий материал для сепаратора с гофрированными пластинами размещают после фильтрующих элементов. Устройство используют для выполнения обессоливания и обезвоживания сырой нефти (основные свойства сырой нефти показаны в таблице 3).

Рабочие условия являются следующими: рабочая температура 45-70°С, рабочее давление 0,5-0,8 МПа изб., время удерживания 28 мин, общее количество закаченной воды составляет 5 масс. % от массы сырой нефти.

Коалесцирующее обезвоживание выполняют с помощью коалесцирующих фильтрующих элементов Полла. В способе обессоливания посредством закачивания воды и коалесцирующего разделения обнаруживают, что поверхность раздела нефти и воды не является четкой при разделении нефти и воды, и выпускаемая водная фаза несет большое количество нефтяной фазы. После промывки закачиванием воды содержание солей в каменноугольной смоле составляет 19-19,7 мг/л, содержание воды составляет 19800-27200 частей на млн., и содержание нефти в воде составляет 0,597%.

Таким образом можно видеть, что систему 1 обессоливания и обезвоживания, описанную в настоящем изобретении, можно использовать для глубокого обессоливания и обезвоживания нефтепродуктов, таких как обычная сырая нефть, тяжелая/низкосортная сырая нефть и особая тяжелая/низкосортная сырая нефть и т.п. По сравнению с традиционными технологиями электрообессоливания и коалесцирующего обессоливания, система 1 обессоливания и обезвоживания, описанная в настоящем изобретении, обладает преимуществами, включающими меньшее количество закачиваемой воды, более короткое время удерживания, лучший эффект обессоливания и обезвоживания, меньшее количество сточной воды, меньшее количество амбарной нефти, более низкое потребление энергии и глубокое обессоливание и обезвоживания; для таких нефтепродуктов, как особая тяжелая/низкосортная нефть и т.п. ожидаемых технических показателей обессоливания и обезвоживания нельзя достичь с помощью традиционных технологий обессоливания и обезвоживания вследствие высокой плотности, высокой вязкости, сложного состава и сильного эмульгирования нефтепродуктов. Напротив, с помощью способа, описанного в настоящем изобретении, можно осуществить глубокое обессоливание и обезвоживание, и в конечном итоге, степень удаления воды в нефтепродукте может составлять вплоть до 99% или выше, и содержание солей может быть ниже 3 мг/л.

В описании настоящего изобретения следует понимать, что ориентация или соотношения положений, указанные терминами «центр», «продольный», «поперечный», «длина», «ширина», «толщина», «выше», «ниже», «спереди», «сзади», «слева», «справа», «вертикальный», «горизонтальный», «верх», «низ», «внутри», «снаружи», «по часовой стрелке», «против часовой стрелки», «осевой», «радиальный» или «кольцевой» и т.п., основаны на ориентации или соотношениях положений, указанных в приложенных чертежах. Их используют только для облегчения и упрощения описания настоящего изобретения, а не для указания или допущения, что рассматриваемое устройство или элемент должны иметь конкретную ориентацию или должны быть сконструированы и эксплуатироваться в конкретной ориентации. Поэтому использование этих терминов нельзя считать ограничивающим настоящее изобретение.

Кроме того, термины «первый» и «второй» используют только для описания, и их нельзя интерпретировать как указывающие или допускающие относительную важность или неявно указывающие количество указанного технического признака. Следовательно, признак, ограниченный «первым» или «вторым», может явно или неявно содержать по меньшей мере один такой признак. В описании настоящего изобретения «множество из» или «множественный» означает по меньшей мере два или более и т.п., если явно не указано иное.

В настоящем изобретении, если явно не указано и не определено иное, термины «установить», «связь», «соединение», «неподвижный» и т.п. необходимо интерпретировать в их обычном значении. Например, соединение может быть неподвижным соединением, разъемным соединением или неразъемным соединением, может быть механическим соединением или электрическим соединением, или сообщением, может быть прямым соединением или косвенным соединением через промежуточную среду, или внутренним соединением или взаимной связью между двумя элементами. Специалисты в данном уровне техники могут интерпретировать конкретные значения терминов настоящего изобретения в их контексте.

В настоящем изобретении, если явно не указано и не определено иное, указание, что первый элемент «выше» или «ниже» второго элемента может означать, что первый элемент и второй элемент непосредственно контактируют друг с другом или первый элемент и второй элемент косвенно контактируют друг с другом через промежуточную среду. Кроме того, указание того, что первый элемент «выше» или «поверх» второго элемента может означать, что первый элемент прямо выше или по диагонали выше второго элемента или может только означать, что первый элемент поднят выше, чем второй элемент. Указание, что первый элемент находится «ниже» или «под» вторым элементом, может означать, что первый элемент находится прямо ниже или по диагонали ниже второго элемента или может только означать, что первый элемент поднят ниже, чем второй элемент.

В описании настоящего изобретения указание терминов «воплощение», «некоторые воплощения», «пример» или «некоторые примеры» означает, что конкретные признаки, конструкции, материалы или характеристики, описанные в этих воплощениях или примерах включены по меньшей мере в одно воплощение или пример настоящего изобретения. В этом документе примерное выражение указанных выше терминов не обязательно может относиться к одному и тому же воплощению или примеру. Более того, конкретные описанные признаки, конструкции, материалы или характеристики можно объединять соответствующим образом в любом одном или более воплощениях или примерах. Более того, специалисты в данной области техники могут объединять или соединять различные воплощения или примеры и признаки в различных воплощениях или примерах, описанных в данном документе, при условии, что они не противоречат друг другу.

Хотя настоящее изобретение проиллюстрировано и описано выше в воплощениях, следует понимать, что воплощения приведены только в качестве примеров, и они не ограничивают настоящее изобретение. Специалисты в данной области техники могут выполнять изменения, модификации и замены воплощений в пределах области защиты настоящего изобретения.

Реферат

Изобретение относится к нефтехимической промышленности. Описано промывочное и обессоливающее устройство, содержащее: первую оболочку, которая содержит первую приемную полость и снабжена входом для жидкости и выходом для жидкости, которые сообщаются с первой приемной полостью, и нити, обеспеченные в первой приемной полости, где направление по длине каждой из нитей соответствует направлению по длине первой приемной полости, при этом плотность заполнения нитями составляет 1-9%. Описан способ промывки и обессоливания смеси нефти и воды с использованием указанного выше устройства, включающий обеспечение протекания смеси нефти и воды по поверхностям нитей, так что нефтяная фаза и водная фаза растягиваются в пленки на поверхностях нитей, где время удерживания смеси нефти и воды на нитях составляет 0,5-5 мин. Описаны системы обессоливания воды, предусматривающие использование описанного выше устройства. Технический результат - повышение эффективности обессоливания. 6 н. и 97 з.п. ф-лы, 15 ил., 3 табл., 20 пр.

Формула