Способ обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
0И Л!
РЕСПУбЛИК
А1
ОЛИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Н ILSTOPGNOMV С ИЦЕ ИПЬС аУ, ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
flPH ГКНТ СССР
1 (21) 4762772/04 (22) 28. 11. 89 (46) 29.02.92. Бюл. № 8 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) P.Ô. Хамидуллин, Ф.Ф. Хамидуллин, В.П. Тронов, А.И. Ширеев и P.Ø.10cy-
no.в (53) 665 ° 622.43.065.6 (088.8) (56) Хамидуллин P.ý. и др. Опыт под» готовки особостойкой нефтяной. эмульсии. - Нефтяное хозяйство, 1988, ¹ 4, с. 63.
Авторское свидетельство СССР. №- 1558959, кл. С 10 С 33/04, 1989;
Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти.-И.: Недра, с, 140-141.
Поверхностно-активные вещества:
Справочник/Под ред. А.А. Аюрамзона и Г.M. Гаевого. — Л.: Химия, 1979, с. 282.
Изобретение относится к способам подготовки нефти на промыслах, в частности обезвоживания и обессолива». ния высоковязких нефтей с повышенным содержанием механических примесей.
Высоковязкую нефть добывают термическими методами, получая черезвычайно стойкую к разрушению эмульсию с высокой вязкостью (до 5000 сСт при
20 С) и плотностью (до 980 кг/м ), высоким содержанием различных механических примесей (до 14,7% по отдель-.. ным скважинам) и стойкой пенистостью.
Высокая. стойкость эмульсии к разру„„SU„„1715824 (S>)S С 10 С 33./04
2 (54) (57) СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ с повышенным содержанием механических примесей путем .обработки ее деэмульгатором на стадии предварительного сброса пластовой .воды и на стадии окончательного обезвоживания и обессоливания нефти, отличающийся тем, что, с целью снижения расхода деэмульгатора, в качестве деэмульгатора на стадии предварительного сброса пластовой воды используют смесь анионогенного смачивателя СВ-102 на основе натрий бис{2-этилгексил)сукцинатосульфоната и: неионогенного маслорастворимого деэмульгатора, взятых в массовом соот- д ношении i:(1,25-?,5), на стадии окон- Ж чательного обезвоживания и обессоли- фр вания нефти в качестве деэмульгатора используют смесь этих же реагентов, взятых в массовом соотношении (1,252,5): 1. шению обусловлена также тем, что во CPl всем объеме нефти механические при- Q0 меси находятся в виде микрочастиц раз- ) мерами 1 - 1000 мкм. Связанная пластовая вода находится в черезвычайно диспергированном состоянии (размер частиц 1-10 мкм) . Иеханические примеси и высокая вязкость существенно препятствуют доступу деэмульгатора к поверхности бронируюших оболочек на капй лях пластовой воды, их слиянию, укрупнению и гравитационному осаждению в отстойных аппаратах.
Физико-химические и реологические свойства продукции скважин при добыче
1715824 4 термическими методами (внутрипласто- неФти), что ведет к значительным матевое горение или паротепловое воздейст- риальным затратам. вие на пласты) изменяются непредсказу- Известен способ обезвоживания и емо и скачкообразно во времени. обессоливания нефти, который предусматИзвестны способы разрушения промыс- ривает обработку нефти деэмульгатором ловых нефтяных эмульсий, добываемых на стадии предварительного сброса плас« обычными методами (фонтан, электропог- пластовой воды, а также на стадии ружные насосы, станки-качалки) с ис- окончательного обезвоживания и обеспользованием водорастворимых и масло- 10 соливания. .растворимых реагентов-деэмульгаторов Однако при осуществлении этой техв отдельности или в комплексе друг с нологии с использованием известных дедругом, или в сочетании с различными эмульгаторов требуется. их большой растворителями. )асхад„
Недостаткам известных способов для 5 цель изобретения - снижение расхообработки высоковязкой нефти с павы- . да деэмульгатора. шенным содержанием механических приме- Указанная цель достигается тем, сей, в частности, добываемой термичес- что согласно способу обезвоживания и кими методами, является то, что при обессоливания высоковязкой нефти с поиспользовании известных деэмульгато- 20 вышенным содержанием механических приров как в отдельности, так.и в комн- месей путем. обработки ее деэмульгатолексе друг с другом в различных соот- ром на стадии предварительного сброношениях„ не достигается эффективного cG пластовой воды и на стадии окончаразрушения эмульсии, глубокого обезво- тельного обезво ывания и обессоливания жйвания и обессоливания .нефти. Nexa 25 нефти, в качестве деэмульгатора на (ыческие примеси из нефтяной фазы не стадии предварительного сброса пласвымываются и не переводятся в .водную товой воды используют. смесь анионогенфазу, а накапливаются на границе раз ного смачияателя СВ-102 на основе натдела фаз. В отстойниках образуются рий бис-(2™этилгексил)сукцинатосульплотные промежуточные эмульсионные 30 фаната и неионогенного маслораствори», слои, существенно препятствующие гра- мого деэмульгатора, взятых в массовом витационному отделению воды из объема соотношении 1: (1,25 2,5), а на стадии нефтянои эмульсии. Остаточное содержа окончательного обезвоживания и обессоние воды в товарной .нефти составляет ливания нефти в качестве деэмульгатоболее 1,0 7, солей - более 900 Mr/a> 35 ра используют смесь этих же реагентов, т.е. товарная нефть имеет низкое ка- взятых. в массовом соотношении (1,25» чество. 2,5):1.
Известен способ обезвоживания и Смачиватель CB-102 представляет обессоливания стойкой нефтяной эмуль- собой 507-ный раствор в воде натрий сии добываемой методом внутрипласто- (О бис-(2-этилгексил) сукцинатосульфоната
Э ваго горения, путем обработки ее неионогенным деэмульгатором, в качестве ко- cHg(c((),cB((;((,)cB
17158?4 разрушение эмульсии и отделение воды от нефти в отстойниках предварительного сброса пластовой воды в системе сбора продукции скважин без нагрева (f0 С) происходит при массовых соото ношениях анионогенного смачивателя
СВ-102 и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора (дисолван-4490) 1:
: (1, 25-2,5), т. е. при удельных расходных соотношениях 80: (100-200) г/т нефти. Остаточное содержание воды в нефти составляет не более 10Х.
Использование анионогенного смачивателя CB-102 или неионогенного маслорастворимого деэмульгатора - дисолван-4490, в отдельности не обеспечивает эффективного разрушения эмульсии и отделения воды от нефти.
Результаты сравнительных испытаний композиции реагентов, состоящей из аниоыогенного смачивателя СВ-102 и водорастворимого неионагенного деэмульгатора — дисолван-4411, в различ» ных расходных соотношениях в системе сбора продукции скважин на стадии предварительного сброса пластовой воды приведены в табл. 2.
993
3 5
50.кислых смол, мас.%
Содержание асфальтенов, мас.Х
Зольность,мас.Х
50 ф 2
О, 038
В трубопровод системы сбора продук-55 ции скважин на дожимной насосной стан ции перед отстойниками для предвари тельного сброса пластовой воды вводят механических примесей при соответст-.. вующих расходных соотношениях. В связи с хорошей растворимостью смачивателя СВ-102 в воде при нормальных температурных условиях целесообразно ис5 пользовать его на стадии предварительного сброса пластовой воды для вьпчывания основного количества механичес.» ких примесей при значительно меньших удельных расходах, чем удельные расхо ды неиногенного маслорастворимого де эмульгатора. В связи с хорошей растворимостью смачивателя:СВ-102 в нефти только при температуре не ниже 70 С целесообразно использовать его при подготовке нефти при значительно боль« ших удельных расходах, чем удельный расход неиногенного маслорастворимого деэмульгатора, дпя вымывания механи-. 20 ческих примесей с поверхности оставшихся в нефти мелких капель пластовой воды.
Испытания способа проводят в промысловых условиях при обработке эмуль- 5 сии высоковязкой нефти с повьппенным: содержанием механических примесей, добытой методом внутрипластового горения. Продукция скважин при исследованиях имеет следующие параметры: 10
Содержание воды в нефти, мас.Х, 65,0
Плотность нефти при 20 С, кгlм 960
Вязкость нефти 35 при 20 С, сПз
Содержание мехпримесей, мас.Х 1,45
Содержание сульфи» да железа, мг/л 200,8
Содержание парафина, мас.Х, 3,5
Содержание серы, мас.Х
Содержание селикогелевых смол,мас.% 14
Содержание серноанионогенный деэмульгатор водорастворимый смачиватель CR-102, и неионогенный маслорастворимый деэмульгатордисолван-4490, при различных соотношениях автономными дозировочными насосами. Время отстоя нефти в отстойниках около 2 ч.
Результаты испытаний способа (композиции реагентов) приведены в табл.1.
Из табл. 1 видно, что эффективное
Из табл. 2 видно, что при расходных соотношениях анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного водорастворимого деэмульгатора - (дисолван-4411) 1: 3, 75., т. е. при удельных расходах 80:300 г/т нефти в системе сбора продукции скважин при 10 С не обеспечивается эффективного. разрушения эмульсии. Остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти составляет 19,2Х.
Результаты исследования по разрушению высоковязкой нефтяной эмульсии с повышенным содержанием механических примесей на стадии предварительного сброса пластовой воды при использовании различных водорастворимых и маслораетворимых деэмульгаторов, а также растворителей и смачивателей и их ком« позиций приведены в табл. 3.
1 715824
Многие нз деэмульгаторов не обладают необходимыми свойствами эффективного вымывания механических примесей из. нефтяной фазы в водную при обработке высоковязких нефтяных эмульсий с повы- .
-5 шенным содержанием механических примесей. Некоторые деэмульгаторы (дисол.ван-4411 и дисолван-.4490) в комплексе .с соляной кислотой более эффективно
° разрушают эмульсию при их удельных . расходах 300 г1т и 0,5-1%. Однако изза высокой коррозионной активности . соляной кислоты эту композицию нежелательно использовать.на практике.
Для.исследований процесса глубокого обезвоживания и обессоливания нефги при подготовке нефти предварительно обезвоживают нефть в системе сбора продукции скважин, обеспечивая остаточное содержание воды в нефти не более 10% при удельных расходных соотношениях анионогенного смачивателя
СВ-102 и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора (дисолван-4490) 25
1:1,25.
Нефть с содержанием воды 10% до полнительно обрабатывают анионогенным смачивателем СВ-102 и неионогенным маслорастворимым деэмульгатором - 30 дисолван 4490, взятых при различных массовых расходных соотношениях. Деэмульгаторы в поток предварительно обезвоженной нефти вводят автономными дозировочными насосами перед отстой никами. ступени глубокого обезвоживания нефти. Время отстоя нефги в отстойниках около 2 ч. Температура про цесса 80 С. Обезвоженную нефть из этих отстойников вместе с введенной 40 пресной промывочной водой в количест ве 5% с температурой 40 С вводят в о отстойники ступени обессоливания, где при времени отстоя около 2 ч отделяют воду и соли от нефти. 45
Результаты глубокого обезвоживания и обессоливания нефти приведены в табл. 4.
Из табл. 4 видно,что наиболее глу;0 бокое обезвоживание и обессоливание нефти на установке достигается при массовых расходных соотношениях смачивателя СВ-102 и маслорастворимого деэмульгатора - дисолвана 4490 (t,252,5): 1 °
Наиболее экономичными являются расходы анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного деэмульгатора - дисолван-.4490.
Результаты исследования глубокого обезвоживания и обессоливания нефти с повышенным содержанием механических примесей на установке подготовки нефти с использованием других водорастворимых и маслорастворимЫх. деэмульгато ров, а также смачивателей и их композиций приведены в табл. 5.
Из табл. 5 видно, что известные деэмульгаторы и моющие средства высоковязкую нефть с повышенным содержанием механических примесей обрабатывают неэффективно. В товарной нефти большое остаточное содержание воды и солей. Поэтому эти реагенты не могут бытЬ рекомендованы для подготовки нефтей с подобными физико-химическими и реологическими свойствами.
Таким образом, по результатам исследований видно, что наиболее эффек тивным для подготовки высоковязкой нефти с повышенным содержанием механических примесей является способ с использованием анионогенного деэмульгатора (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульга тора (дисолван-4490) для предварительного сброса пластовой воды в системе сбора продукции.скважин при удельных расходах 80 и 100 - 200 г/т нефти соответственно, т.е. при массовых соотношениях 1:(1,25-2,5) соответственно. ри этом остаточное. содержание воды в предварительно обезвоженной нефти не бапее. 10%. Наиболее глубокое обезвоживание и обессопивание этой нефти на установке достигается при использовании аниоиогенного деэмульгатора (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора (дисапван»4490) при удельных расходах
30-100 и 20-40 г/т нефти соответственно, т.е. при массовых соотношениях (1,25 2,5): 1.
1.7158 24
Та блица
° ° дисолван-4411
1,5 1
3:1 " растворимай 100
100
10,0
9,2
П ри ме ча ни е. Содержание воды в эмульсии
65 йас,"Ж, температура процесса 10 С.
О
О
О
О
О
О
Водо .150
300
"70
О
О
О
О
13 :О:,7 1
1.: 0,85
1:1
1: 1,14
1: 0-,62
1: 0,75 1: 0,87
1:-1
t:2.:1,12
1: 1,;25.
1 1;37 . 1в5 .
1 г1,;6-2.
1:1 75
1: 1,:87
1 ° 2
1".2,25
1:2,5
° Ф
40,5
38,8
32., 7
ЗО,О
35 2
33,6
29,4
18,4
12,7
10,0
9,1
8,4 .
7,8
6,0
"5,6
5,0
5,1
Б,О
42,8
41 3
38,5
36,6
20,2
18 1
48,5
46,3
43,0
42,1
39,7 .38,4
1715824
Та бл ица
П р и м е ч а н и е. Содержание воды в эмульсии
65 мас.%, температура процесса 10 С.
Таблица 3
500
48,0
41,1
35,6
29,7
48,3
42,5
36,0
Сепароль 25
Сепароль 29 70
70 70
80. ,80
80 ..80
8.0 .80
80 о о
0 о
0 о о
«о
1З0
150.
2ОО
18 0
Зоо
40 0
500
1:0,71
1:0,86
1:1 1:1,14
1:0,62, 1:0,75
1:0,85
1:1
1:1,12
1:1,25
1:1,З7
1:1,5
1:1,62
1:1,75
1:1,87
1:г
- 1:2,25
1:2,5
1: 3,,75
45,9
45,0
42, 3
40,1
44,8
44,2
39,4
38,0
35,6
З1,7
28,4 27,0
25,6
24,1
22,0
21,9
21, 5.
19,3
19,2
54,0
50 8
50,1
46, 7.
41,2
38,0
28,4 1715824
Продолжение табл.3
30,2
48,6
39,8
28,4
26,9
49,3
38,1
30,0
27,8
46,6
41,5
32,4
29 0
53,7
49.2
44,0 °
39,3
48,6
46,2
39 ° 8
26,1
60,4
60,0
60,0
52,9
40,0
38., О
30,2
24,5
22,8
45 0
33,0
20,6
16,0
8,5
35 0
28;1
16,3
10,2
5 3
45,1
36,5
34,7
29,918,4
49,5
43,3
40,1
30,6
26,7
1000
100
300
500. 1000
100
300
500
1000
100
300
500
1000
1;ОО
300
500
-1000
1000
2000
3000.5000. OO0 :2000
Сепароль 5084
ДоуФакс
Пролинор
О
Дипр оксамин
15065М
Смачи ватель
Ил-72 ь
СудьФанол
3 000
250+250
Смачиватель Ил
72+дисолван4490
300+300
500+500
1000+1000
2000+2000
Днсолван"4411+ соляная кислота
300+0, 1Х
300+0,2Х
300+0,3
300+0 5Х
300+1X
Дисолван-4490+ соляная кислота
300+0, 1
300+0,2Х
300+0,3Х
300+0,57
3Î0+1X
- 1000+0,17
1000+0,2Х
1000+0 3
1000+0,5Х
1000+1X 1000+0,1Х l000+0,.2Х
1000+0,3
1000+0,57
1000+1 X
СульФа нол+соля ная кислота
Смачиват.ель .Ий+
72+соляная кислота
Примечание. Содержание воды в неФти
65 мас.7, температура процесса 10 С.
1715824
16 лица 4
Таб
1:1
1,5:1
2:1
2,5:1
1,7:1
1,25:1
1,5:1
1,75: 1
2:1
2,25:1
2,5:1
° Ю
4411
115:1
3:1
20,0
19,4
0,09
0,06.1 50
300
П р и и е ч а н и е. Содержание воды в предварительно, обезвоженной нефти и 10 мас.Ж, теипература . процесса 80 С.
Таблица 5
3236
5131
4128
3637
5 5
4, 9
3,5
5,8
4,0
3,8
Сепароль 25 50
100
200
Сепароль 29 50
100
200
100 о
О
О
О
О
О
0 :50
100
О
О
О
О
О
О
Дисолван
100
0,98
О;50
0,50
0,48
0,46
0,45
0,38
0,26
0,1
0,1
0,09
2,0 г,о
1,7
1,63
1,5
1,3
1,2.
3,1
3,05
2,8
2,45
2,16
2,0
200,0
100,0
95,0
84,2
43,4
39,1
33,0
32,4
20i 0
20,0
20,0
858,4
851,0
769,5
700,8
636,0
556,7
512,6
1128,0
1112,1
1040,0
948,4
926,0
913,4
1715824
\ Пр одолже ние табл, 5 та точное содержание обессолеиной нефти дмю
5,7
4,1
Прохинор
Сепароль
25+сульфанол
200+3000
200+5000
50+1000
100+2000
2ОО+3000
5846
5220
5 5
4,7
5,45
5,34
5,0
4,7
5,3
4,93
Сепароль
29+сульфанол
6028
5220
200+5000
50+1000
100+2000
Доуфакс+. сульфанол
Сепароль 5084 50
100 .
Доуфакс 50
100..
200
100
200
Дипрокс амин 5О
150-65М 100
200
1000
2ООО.ЗООО
500 5000
Сульфа кол 1МО
2000
3000
5000
50+1000100+:2000
200+3000
200+5000
Сепароль 29+ 50+10ОО смачиватель 100+2000
MJI-72 200+3000
200+5000
50+1000
1 ОО+2.000
200+3000
200+5000
Прохинор+ 50+1000 смачиватель 100+2000
ИЛ-72 200+ЗООО
200+5000
50+1000
100+2000
Смачиватель
ИЛ-72
Сепароль 25+ смачиватель
МЛ-72
Доуфакс+ смачиватель
МЛ-72
3,65
5,85
5 0
3,9
5,76
5,2
3,8
7,3
6,9
6 1
7 9
7,85
7,81
7,8
7,93
7,76
7,7
7,65
4,9
4,3
4,1
4,0
5,0
4,6
4,2
4,1
4,95
4,7
4,4
4,3
5,1
4,95
4,46
4,28
6,1
5,8
5643
4083
3491
5726
5673
512 О
4.031
7231
841$
8031
80 1 О
8031
7743
4227
5036
4927
4176
5093
4951
4263
6518
6171
1715824
Ц ояоллеала табл. 5, Прохииор+ сульфанол
П ри ме ч.а ни е. Содержание воды в предварительно обез4 воженной нефти 10 мас.Ж, температура процесса 80 С.
Составитель Н. Кириллова
Текред Л,Олийнык Корректор A„ Обручар
Редактор Л..Пчолинская Заказ 579 Тираж Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР .а 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Производственно-издательский комбинат Патент, r.Óàãîðîä, ул. Гагарина,101
tt aa
200+3000
200+5000
50+1000
100+2000
200+3000
200+5000
4,5
4,45
5,5
5,15
4,8.
4,75. 4775
4895
