Способ подбора и контроля эффективности деэмульгатора при обезвоживании нефтей



Способ подбора и контроля эффективности деэмульгатора при обезвоживании нефтей
Способ подбора и контроля эффективности деэмульгатора при обезвоживании нефтей
Способ подбора и контроля эффективности деэмульгатора при обезвоживании нефтей

 


Владельцы патента RU 2445345:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет"(БашГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, преимущественно к промысловой подготовке нефтей с применением деэмульгаторов. Изобретение касается отбора проб нефти, определения для них зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от частоты tgδ(f), определения резонансных частот нефти и деэмульгатора (f и f), соответствующих максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь нефти и деэмульгатора (tgδ и tgδ), частот f, f из соотношения: tgδд(f, f)=0,7 tgδ, где f, f - частоты электромагнитного поля, при котором tgδд=0,7tgδ, подбора эффективного деэмульгатора для данной нефти, исходя из условия попадания частоты f, соответствующей максимальному значению tgδm нефти, от концентрации воды К в нефти, в диапазон f÷f, определения по кривой f(К) количества воды Ф, после отслоения которой f не будет находиться в интервале f÷f, подбора деэмульгатора с другими диэлектрическими свойствами после отслоения воды в количестве Ф. При этом нефть, ее водонефтяные эмульсии и тестируемые деэмульгаторы перед определением для них зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от частоты tgδ(f) нагреваются до температуры обезвоживания Тоб 50-80°С и определение частотных зависимостей тангенса угла диэлектрических потерь производится при температуре Тоб. Технический результат - увеличение точности способа подбора эффективных деэмульгаторов и контроля эффективности, которая учитывала бы изменяющиеся электрофизические свойства нефти не только за счет водосодержания, но и термические условия обезвоживания нефтей. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, преимущественно к промысловой подготовке нефтей с применением деэмульгаторов.

Известен способ подбора потенциально эффективных деэмульгаторов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений (Патент на изобретение RU №2186202, кл. МПК Е21В 37/06, опубл. 27.07.2002), заключающийся в том, что определяют зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от частоты из условий совпадения или приблизительного нахождения значения частот, соответствующих максимальному значению tgδm для нефти и деэмульгатора, в определенном диапазоне судят качественно об эффективности деэмульгатора.

Однако данный способ имеет ограниченную функциональную возможность, не представляется возможным контролировать эффективность применяемых деэмульгаторов. Известный способ не учитывает изменение электрофизических свойств нефтей по мере отслоения воды, что приводит к снижению эффективности добычи и подготовки нефтей к транспортировке, а также к необоснованному завышению эксплуатационных затрат.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ подбора и контроля применения эффективных реагентов для обезвоживания нефтей (Заявка на изобретение RU №2007128479, кл. МПК E21B 43/00, опубл. 27.01.2009), заключающийся в том, что по частотной зависимости тангенса угла диэлектрических потерь нефти и исследуемых реагентов определяют резонансные частоты fm, соответствующие максимумам тангенса угла диэлектрических потерь tgδm, а также область эффективных частот для реагентов f1p÷f2p на уровне 0,7tgδmp. Затем подбирают потенциально эффективный реагент из условия, что резонансная частота для нефти f находится в диапазоне f1p÷f2p. Для контроля эффективности реагента для каждой нефти строится зависимость резонансной частоты f от концентрации воды К в нефти. По кривой f(К) определяют то количество воды Ф, после отслоения которой f не будет находиться в интервале f1p÷f2p. После отслоения воды в количестве Ф подбирают реагент с другими диэлектрическими свойствами.

Недостатком способа является то, что в способе не учитываются термические условия процесса обезвоживания. В промысловых условиях обезвоживание нефти с помощью деэмульгаторов производится, как правило, с одновременным нагревом системы до температуры 50-80°C, а в рассматриваемом способе деэмульгатор подбирается при комнатной температуре. С увеличением температуры максимум тангенса угла диэлектрических потерь смещается в область высоких частот, поэтому деэмульгатор, подобранный при комнатной температуре, может оказаться неэффективным в промысловых условиях.

Техническим результатом изобретения является увеличение точности способа подбора эффективных деэмульгаторов и контроля эффективности, которая учитывала бы изменяющиеся электрофизические свойства нефти не только за счет водосодержания, но и термические условия обезвоживания нефтей.

Технический результат достигается нагревом отобранных проб нефти и тестируемых деэмульгаторов до температуры обезвоживания Тоб, определением зависимости тангенса угла диэлектрических потерь tgδ(f) от частоты электромагнитного поля при температуре Тоб для нефти и тестируемых деэмульгаторов, определением максимального значения тангенса угла диэлектрических потерь нефти tgδ и деэмульгаторов tgδ, определением резонансных частот для нефти f и деэмульгаторов f, соответствующих максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь, а также частот f, f из соотношения:

где tgδ - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь деэмульгатора,

f1д, f - частоты электромагнитного поля, при котором tgδд=0,7tgδ.

Затем подбирают потенциально эффективные деэмульгатор из условия, что f, находится в диапазоне f÷f.

По мере отслоения воды fmн1 будет смещаться в область высоких частот и после выхода fmн1 из диапазона f÷f (fmн1=fmн2), т.е. при достижении водонасыщенности нефти некоторого критического значения Ккр эффективность действующего деэмульгатора резко снизится (фиг.1).

Для контроля эффективности деэмульгатора для нефти и ее эмульсий строится зависимость частоты f, соответствующей максимальному значению тангенса угла диэлектрических потерь нефти tgδ, от концентрации воды К в нефти (фиг.3). По кривой f(К) определяют критическую концентрацию воды в нефти Ккр из условия f=f. Затем определяют то количество воды Ф=К-Ккр, после отслоения которой подбирают деэмульгатор с другими диэлектрическими свойствами.

На фиг.1 представлена частотная зависимость tgδ деэмульгатора «Геркулес 1017» (кривая 1) и нефти Ашальчинского месторождения в процессе отслоения воды с применением деэмульгатора (кривая 2 - нефть с начальной водонасыщенностью 40%, кривая 3 - нефть после обезвоживания с остаточной водонасыщенностью 20%). Из рисунка видно, что после отслоения 20% воды f уже не находится в интервале f÷f, следовательно, на данном этапе необходимо подобрать другой деэмульгатор.

На фиг.2 представлены частотные зависимости тангенса угла диэлектрических потерь нефти Ашальчинского месторождения с содержанием воды 40% (кривая 1) и деэмульгаторов: «Геркулес 1017» (кривая 2), «Дауфакс DF» (кривая 3), Реапон-ИФ (кривая 4).

На фиг.3 представлена зависимость частоты fmn соответствующей максимуму тангенса угла диэлектрических потерь нефти от концентрации воды (К) в нефти Ашальчинского месторождения.

Пример конкретной реализации заявленного способа. Для нефти Ашальчинского месторождения (с начальной водонасыщенностыю - 40%) из трех деэмульгаторов («Геркулес 1017», «Дауфакс DF», Реапон-ИФ) подбирается наиболее эффективный. Нефть и все три деэмульгатора нагревались до температуры обезвоживания Тоб=60°C. При температуре 60°C были определены частотные зависимости тангенса угла диэлектрических потерь tgδ(f) нефти и деэмульгаторов. Результаты исследований представлены на фиг.2 (кривая 1 - нефть с 40% содержанием воды, кривая 2 - («Геркулес 1017», кривая 3 - «Дауфакс DF», кривая 4 - Реапон-ИФ). По кривым tgδ(f) были определены частоты f, f, соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь нефти и деэмульгаторов, а также частоты f, f для каждого деэмульгатора из соотношения (1). Из фиг.2 видно, что частота f=6,5 МГц для нефти входит в диапазон 4,7 МГц - 7,4 МГц для деэмульгатора «Геркулес 1017», следовательно, «Геркулес 1017» является наиболее эффективным для нефти Ашальчинского месторождения с 40% содержанием воды.

Далее для контроля эффективности деэмульгатора «Геркулес 1017» были исследованы tgδ(f) нефти Ашальчинского месторождения при различном содержании воды в нефти К (К1=0%, К2=10%, К3=20%, К4=30%, К5=40%). По кривым tgδ(f) для каждой водонефтяной эмульсии были определены частоты f, соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь tgδ. По полученным данным построена зависимость f(K) (фиг.3). По зависимости f(К) была определена критическая концентрация воды в нефти Ккр=27% из условия f=f=7,4 МГц. Затем была определена разница Ф=40%-27%=13%. Следовательно, при обезвоживании нефти Ачальшинского месторождения с начальной водонасыщенностью 40%, после отслоения 13% воды к общему объему нефти необходимо заново исследовать зависимость tgδ(f) и подобрать деэмульгатор с другими характеристиками.

Данное изобретение позволяет в короткие сроки подобрать эффективные деэмульгаторы для обезвоживания нефтей и контролировать их эффективность с учетом термических условий процесса обезвоживания и изменения водосодержания в нефти.

Способ подбора и контроля эффективности деэмульгатора при обезвоживании нефтей, включающий отбор проб нефти, определение для них зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от частоты tgδ(f), определение резонансных частот нефти и деэмульгатора (f и f), соответствующих максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь нефти и деэмульгатора (tgδ и tgδ), частот f, f из соотношения:
tgδд(f, f)=0,7tgδ,
где f, f - частоты электромагнитного поля, при котором tgδд=0,7tgδ,
подбор эффективного деэмульгатора для данной нефти, исходя из условия попадания частоты f, соответствующей максимальному значению tgδm нефти, от концентрации воды К в нефти, в диапазон f÷f, определение по кривой f(К) количества воды Ф, после отслоения которой f не будет находиться в интервале f÷f, подбор деэмульгатора с другими диэлектрическими свойствами после отслоения воды в количестве Ф, отличающийся тем, что нефть, ее водонефтяные эмульсии и тестируемые деэмульгаторы перед определением для них зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от частоты tgδ(f) нагреваются до температуры обезвоживания Тоб. 50-80°С и определение частотных зависимостей тангенса угла диэлектрических потерь производится при температуре Тоб..



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области деэмульсации нефти (обезвоживание, обессоливание и очистка от механических примесей), а также к новым составам деэмульгаторов для разрушения стойких нефтяных эмульсий.

Изобретение относится к деэмульгатору смоляного типа для разрушения эмульсий типа вода в масле, например водонефтяных эмульсий, образованных нефтями различного состава, и к улучшенному способу получения деэмульгатора.

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для увеличения скорости и глубины разделения водонефтяных эмульсий с помощью деэмульгаторов.

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в лабораторной практике исследования деэмульгаторов, а также конструкциях измерительных приборов, например влагомеров с предварительным разрушением эмульсий.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении на нефть, воду и механические примеси стойкой нефтяной эмульсии, образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к применению недендримерных высокофункциональных гиперразветвленных поликарбонатов и сложных полиэфиров в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий.

Изобретение относится к составам, позволяющим регулировать реологические свойства нефтяных дисперсных систем, и может быть использовано при добыче, транспортировке и подготовке высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий.

Изобретение относится к области подготовки и переработки нефти и может быть использовано для разделения водонефтяной эмульсии. .

Изобретение относится к области подготовки нефти, в частности к нейтрализации нефти раствором щелочи, и может быть использовано для снижения коррозии оборудования установки ЭЛОУ-АВТ, перерабатывающей высокосернистую нефть

Изобретение относится к средствам для разрушения водонефтяной эмульсии при одновременной защите систем сбора, транспорта и подготовки нефти от коррозии и может быть использовано при обезвоживании нефти при трубной деэмульсации на объектах нефтесбора, установках подготовки нефти, на нефтеперерабатывающих заводах и процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах

Изобретение относится к области подготовки газоконденсата, в частности к обессоливанию водой, и может быть использовано для снижения солеотложения при стабилизации газоконденсата в колонне стабилизации при разработке газоконденсатного месторождения на поздней стадии разработки с заводнением
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано на нефтяных промыслах для защиты оборудования

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче и транспорту нефти

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке для разделения водонефтяных эмульсий

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к обезвоживанию сырой нефти с использованием растворителя. Изобретение касается способа обезвоживания и деасфальтизации сырой нефти, включающего этапы, на которых: смешивают сырую нефть, включающую углеводороды, асфальтены и воду, с одним или более растворителями с получением первой смеси; селективно разделяют первую смесь с получением нефтяной фазы и водной фазы, причем нефтяная фаза включает углеводороды, асфальтены и растворитель; селективно отделяют асфальтены от нефтяной фазы с получением деасфальтизированной нефти, включающей по меньшей мере часть углеводородов и по меньшей мере часть растворителя, и асфальтеновой смеси, включающей асфальтены, оставшуюся часть углеводородов и оставшуюся часть растворителя; селективно отделяют растворитель от асфальтеновой смеси; и рециркулируют по меньшей мере часть отделенного растворителя в первую смесь. Изобретение также касается способа обезвоживания и деасфальтизации углеводородного подаваемого материала. Технический результат - усовершенствование обезвоживания сырой нефти при минимизации капиталовложения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх