Способ сепарации нефтяной эмульсии

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью. Способ включает разделение нефтяной эмульсии на нефть, воду и газ и организацию пеногашения. При пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены сточной водой, подогретой до 25÷35°С, применяемой в количестве 2-5% от объема подготавливаемой нефти и содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%. Технический результат заключается в обеспечении подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшении процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью.

Известна установка концевой сепарации нефти, содержащая концевой сепаратор колонного типа с нефтеподводящим и нефтеотводящим коллекторами и трубами, газовый коллектор с газоотводящими трубами и задвижку. Установка содержит входной горизонтальный сепаратор, соединенный трубой для подвода высоконапорного (активного) газа к вакуум-компрессору, концевой сепаратор выполнен в виде 3-7 вертикальных концевых сепараторов, соединенных между собой перемычками, которые вместе с газоотводящим коллектором и газоотводящими трубами представляют собой обвязку в виде устойчивой пространственной конструкции, а их верхние части соединены с входным сепаратором нефтеподводящими трубами, каждая из которых снабжена тангенциальным элементом-вводом, содержащим вакуумную пару: сопло и конфузор, над тангенциальным элементом-вводом расположен кассетный каплеуловитель, газоотводящий коллектор соединен с вакуум-компрессором, имеющим трубу для подачи сжатого газа потребителю, а в верхней части концевых сепараторов и под тангенциальным элементом-вводом расположен шнековый перфорированный пеногаситель (свидетельство на полезную модель РФ №17006, опубл. 10.03.2001).

Известен нефтегазовый сепаратор, который содержит корпус с патрубками ввода смеси и вывода нефти, воды и газа. Внутри корпуса размещена насадка в виде пластин с отверстиями. Пластины выполнены W-образными, а отверстия в них смещены относительно гребней и впадин (авторское свидетельство СССР №1464329, опубл. 15.01.1994, - прототип). Применение пластин приводит к интенсификации процесса разрушения пены и повышению эффективности разделения водонефтяной смеси.

Известные технические решения могут быть применены при сепарации слабопенистых нефтей. При сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей способностью и пеностойкостью, известные способы менее эффективны, при их применении наблюдается повышенный унос капельной нефти с газом, а также унос свободного газа с нефтью.

В предложенном способе решается задача подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.

Задача решается тем, что в способе сепарации нефтяной эмульсии, включающем разделение на нефть, воду и газ и организацию пеногашения, согласно изобретению, при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25-35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%, в объеме 2-5% от объема подготавливаемой нефти.

Сущность изобретения

При сепарации пенистой нефти образуется система, состоящая из нефти и всплывающих в ней пузырьков газа различных размеров, и стойкая пенная структура, заполняющая практически весь объем сепаратора.

Основной причиной вспенивания нефти в процессе сепарации является высокое газосодержание эмульсий и интенсивность выделения газа, а также наличие примесей, таких как поверхностно-активные вещества, различные реагенты, которые используются при ремонте скважин, добыче нефтяной эмульсии с применением методов увеличения нефтеотдачи, таких как вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ, включая пенные системы, растворами полимеров, щелочными растворами, кислотами, композициями химических реагентов, в том числе мицеллярными растворами.

Пенообразование ведет к следующим проблемам:

- для пен характерно большое отношение объема к массе, поэтому они могут занимать большое пространство в секциях сепаратора, которое при отсутствии вспенивания выполняло бы полезную функцию;

- при неконтролируемом вспенивании невозможно произвести отбор выделившегося газа без уноса некоторого количества пены в линию выхода газа и отбор дегазированной нефти из сепаратора без увлечения некоторого количества пены в линию выхода жидкости.

Известные способы и аппараты для сепарации нефтяной эмульсии могут быть применены при сепарации слабопенистых нефтей. При сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей способностью и пеностойкостью, известные способы менее эффективны, при их применении наблюдается повышенный унос капельной нефти с газом, а также унос свободного газа с нефтью.

В предложенном способе решается задача подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при ее поступлении на ступень сепарации. Задача решается тем, что при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25-35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%. Объем сточной воды составляет 2-5% от объема подготавливаемой нефти.

Для пеногашения используют оборудование, представленное на фиг.1-3.

Поток нефтяной эмульсии в виде газожидкостной смеси с промыслов (фиг.1) подают в установку предварительного сброса воды 1, где происходит расслоение газожидкостной смеси на нефтяную эмульсию с пониженным содержанием воды и воду. Нефтяную эмульсию направляют в сепарационную установку 2 на вторую ступень сепарации, далее в технологический резервуар подготовки нефти 3, откуда нефть откачивают насосом 4 через печи нагрева 5 на установку подготовки нефти 6 (ступени обезвоживания и обессоливания), где нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности 0,045% и обессоливают до содержания солей не более 100 мг/л. Сброс сточной воды осуществляют на очистные сооружения 7, где происходит очистка сточной воды от нефтепродуктов и механических примесей. С установки подготовки нефти 6 дренажная вода подается на прием сепарационной установки 2.

Для разрушения пены, образующейся при поступлении нефтяной эмульсии в сепарационную установку 2, предлагается в верхней части сепарационной установки 2 (аппарата) смонтировать распределитель для подачи сточной воды с установки предварительного сброса пластовой воды 1. Для достижения наилучшего эффекта пеногашения применяют предварительно нагретую сточную воду, т.е. прошедшую через теплообменник 8, где происходит ее нагрев за счет теплообмена с «горячей» товарной нефтью.

При накоплении отделившейся сточной воды в аппарате 2 (фиг.2) ее отводят через патрубок отвода сточной воды 10. Патрубок для выходя нефтяной эмульсии 11 из сепарационной установки монтируют на высоте 20 см от дна аппарата для исключения уноса сточной воды вместе с нефтью. Перегородка 12 служит для гашения потока нефтяной эмульсии, подаваемой через патрубок 13. Отделившийся газ отводят через патрубок 14. Сточную воду подают через патрубок 15 на распределительное устройство 9. Для исключения уноса капель жидкости с газом служит каплеотбойник 16.

Подачу сточной воды в газовую часть сепаратора осуществляют через распределительное устройство 9. Распределительное устройство подачи сточной воды 9 может быть выполнено в различных вариантах: как вдоль всей длины аппарата, так и только в какой-то его части, иметь П-образную форму и т.д. в зависимости от свойств поступающей жидкости, ее пенообразующей способности и пеностойкости. Отверстия распределительного устройства подачи сточной воды 9 выполняют в виде прорезей или распылительных насадок, обеспечивающих создание эффекта «дождя» при подаче сточной воды, при этом прорези или распылительные насадки располагают в нижней и боковой части распределительного устройства подачи сточной воды 9, чтобы обеспечить гашение пены.

Вариант исполнения распределительного устройства подачи сточной воды представлен на фиг.3.

Таким образом, подача сточной воды в сепарационную емкость в виде «дождя» способствует разрушению пены, что в свою очередь ведет к увеличению площади зеркала, необходимого для выделения газа.

Разрушение пенной структуры позволяет исключить попадание пены в газовую линию, т.е. унос капельной жидкости вместе с газом в систему газосбора, а также исключить попадание свободного газа в линию отвода нефти. Сокращение уноса свободного газа в линию отвода нефти сепаратора при поступлении на резервуар подготовки нефти 3 (фиг.1) не вызывает барботирования нефти газом в буферной зоне резервуара подготовки нефти 3, что способствует лучшему расслоению нефтяной эмульсии, снижению обводненности поступающей нефтяной эмульсии на установку подготовки нефти и в результате к сокращению эксплуатационных затрат (топливного газа) на подготовку нефти.

Другим эффектом подачи сточной воды в сепарационную установку является увеличение глубины обезвоживания нефтяной эмульсии. В аппарате происходит смешение водонефтяной эмульсии с промывочной сточной водой. В этом случае сточная вода способна ускорить процесс коалесценции (слияния капель воды), т.е. быстро идет рост массы капель воды, диспергированных в нефти, и интенсивное осаждение их под действием сил гравитации. Сточная вода содержит водорастворимый деэмульгатор, который при смешении с предварительно обезвоженной нефтью ускоряет процесс коалесценции и отделения воды от водонефтяной эмульсии.

Объем подаваемой сточной воды подбирается в количестве 2-5% от объема подготавливаемой нефти, количество деэмульгатора в сточной воде составляет 0,005-0,01%, температура воды 25-35°С.

Пример конкретного выполнения

На установке подготовки высокосернистой нефти периодически возникают проблемы сепарации нефти в результате образования пены. Такое состояние дел приводит к неэффективной сепарации нефтяной эмульсии, уносу капельной жидкости вместе с газом в систему газосбора, попаданию свободного газа в линию отвода нефти, что ведет к барботированию нефти газом в резервуаре подготовки нефти 3 (фиг.1). Это в свою очередь нарушает процесс равномерного расслоения нефтяной эмульсии в резервуаре подготовки нефти 3.

Для решения данной задачи предложен технологический процесс, представленный на фиг.1.

Нефтяная эмульсия с цехов добычи нефти и газа поступает на установку предварительного сброса пластовой воды 1 объемом по 200 м3 (4 шт.), где происходит сброс пластовой воды на очистные сооружения 7. Нефтяная эмульсия с обводненностью 5÷20% температурой 5÷20°С и давлением 0,35 МПа поступает на сепарационную установку 2 объемом по 200 м3 (2 шт.), где происходит сепарация газа. Далее дегазированная нефть поступает в резервуар подготовки нефти 3, откуда насосом 4 с расходом 180 м3/ч ее перекачивают на блок подогрева 5, подогревают до температуры 50÷60°С и подают на установку подготовки нефти 6, где нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности 0,045% и обессоливают до содержания солей не более 100 мг/л. Дренажную воду объемом 60÷100 м3/ч с температурой 50÷60°С с установки подготовки нефти 6 подают на прием сепарационной установки 2.

Для разрушения пены, образующейся при поступлении нефтяной эмульсии в сепарационную установку 2, в верхней части аппарата смонтирован распределитель для подачи сточной воды 9 с установки предварительного сброса пластовой воды 1. Подача сточной воды в газовую часть сепаратора осуществляется под давлением 0,2-0,4 МПа через клапан-регулятор расхода сточной воды из расчета 3% от объема подготавливаемой нефти дождеванием (или орошением). Количество деэмульгатора в сточной воде составляет 0,007%. Для достижения наилучшего эффекта в сепарационную установку 2 осуществляют подачу предварительно подогретой сточной воды до температуры 30°С в теплообменнике 8.

Распределительное устройство 9 выполнено в виде трубы с отверстиями для подачи сточной воды, имеет диаметр D=57 мм, длину L=20 м и диаметр отверстий d=5 мм.

При накоплении отделившейся сточной воды ее отводят через патрубок отвода сточной воды 10. Патрубок для выхода нефтяной эмульсии 11 из сепарационной установки монтируют на высоте 20 см от дна аппарата для исключения уноса сточной воды вместе с нефтью. Перегородка 12 служит для гашения потока нефтяной эмульсии, подаваемой через патрубок 13. Отделившийся газ отводят через патрубок 14. Сточную воду подают через патрубок 15 на распределительное устройство 9. Для исключения уноса капель жидкости с газом служит каплеотбойник 16.

В результате в сепарационной установке происходит полное осаждение пены, полностью исключается попадание пены в газовую линию и попадание свободного газа в линию отвода нефти. Кроме того, увеличивается глубина обезвоживания нефтяной эмульсии до величины 1-4%. Без применения пеногашения 1,5-2,5% воды попадает в газовую линию, а глубина обезвоживания нефтяной эмульсии составляет 5-7%.

Аналогичный эффект достигается при использовании сточной воды, подогретой до температуры в пределах от 25 до 35°С, применяемой в количестве от 2 до 5% от объема подготавливаемой нефти и содержащей деэмульгатор в количестве от 0,005 до 0,01%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.

Способ сепарации нефтяной эмульсии, включающий разделение на нефть, воду и газ и организацию пеногашения, отличающийся тем, что при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25÷35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%, в объеме 2-5% от объема подготавливаемой нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области подготовки товарной нефти и может быть использовано на производствах нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности для создания аппаратов сверхвысокочастотной (СВЧ) обработки водонефтяных смесей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения продукции нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа. .

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки низконапорных газов с последующей подачей их потребителю. .

Изобретение относится к утилизации попутного нефтяного газа. .

Изобретение относится к способу оптимизации применения реагентов, в частности применения антипенных агентов и деэмульгаторов, на нефтеперерабатывающих установках на морском дне, на морском берегу или в открытом море.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к делителю потока текучей среды, способствующему сепарации. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле и выделении широкой фракции легких углеводородов - ШФЛУ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO2) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO2 в коллектор углеводородов для его хранения

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений. Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту включает подачу пластовой смеси на первую ступень сепарации, охлаждение отсепарированного газа, подачу его на вторую ступень сепарации; охлаждение и расширение отсепарированного на второй ступени газа, подачу его на третью ступень сепарации; отвод отсепарированного на третьей ступени газа потребителю или на дальнейшую переработку; разделение конденсата после третьей ступени на две части, подачу одной из них на дальнейшую переработку, а второй - на первую ступень сепарации. Подачу второй части конденсата на первую ступень сепарации осуществляют путем его смешивания с пластовой смесью, подаваемой на первую ступень сепарации. Перед подачей второй части конденсата на первую ступень сепарации ее нагревают до необходимой температуры. Установка для осуществления способа содержит линию подачи пластовой смеси, соединенную с сепаратором первой ступени, выход по газу которого соединен через первый теплообменник с входом сепаратора второй ступени. Выход по газу второго сепаратора соединен через расширительное устройство с входом сепаратора третьей ступени, выход по конденсату которого соединен с линией отвода части конденсата и с линией подачи части конденсата на первую ступень сепарации. Согласно изобретению линия подачи части конденсата на первую ступень сепарации соединена со смесительным устройством, установленным на линии подачи пластовой смеси. На линии подачи конденсата установлен второй теплообменник. Технический результат заключается в том, что предотвращается парафинообразование во всем технологическом процессе начиная с входных ниток сепараторов первой ступени (в том числе на внутренних элементах), при этом исключаются высокие капитальные затраты на строительство крупногабаритного оборудования. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Устройство для отделения и собирания жидкости, захваченной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию (14, 15) для газа. Причем указанный газ подается в технологическое оборудование из устройства по впускной трубе (24) к технологическому оборудованию. Собираемая жидкость удаляется периодически из устройства по трубе (7) выпуска жидкости. Устройство образуется из сепаратора (1) жидкости и сборника (2) жидкости, которые являются двумя отдельными камерами. Камеры соединены друг с другом клапаном (3), и для дренирования собираемой жидкости сборник (2) жидкости соединен с выпускной трубой (19) от технологического оборудования промежуточным клапаном (6). Причем дренирование происходит с помощью сжатого газа, который через промежуточный клапан (6) подается из технологического оборудования. Альтернативно, подается от участка побережья или платформы, из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне или подобного. 28 з.п. ф-лы, 5 табл., 12 ил.

Изобретение относится к разделению твердых материалов с помощью жидкостей, а именно к промывке гранулированных, порошкообразных или кусковых материалов, и может найти применение для первичного обогащения и дообогащения полезных ископаемых в условиях добычного полигона при скважинной гидродобыче. Способ получения и использования продуктов скважинной гидродобычи включает бурение добычных скважин, гидромониторное разрушение массива горных пород в залежи полезного ископаемого, гидроподъем по скважине на дневную поверхность материала горных пород, гидротранспортирование материала горных пород и выдачу его в виде вертикального веерообразного потока пульпы на карту намыва, улавливание из потока пульпы тяжелой рудосодержащей фракции, сток гидросмеси песка и глины по дренажному каналу в пруд-отстойник, осветление воды в пруде-отстойнике, возврат осветленной воды в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. После гравитационного разделения на карте намыва фракций горных пород, турбулентный поток гидросмеси песка и глины по спиральной траектории со стоковой части карты намыва подается самотеком тангенциально в гидроциклон, где песок осаждается в зумпф-накопитель, откуда он откачивается насосом. Водоглиняная смесь подается самотеком в коагуляционную емкость, где под воздействием сил гравитации, физического поля и химического реагента происходит ускоренное осаждение глины в зумпф-накопитель, откуда она откачивается насосом. Осветленная вода подается самотеком в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. Выделенная фракция песка подается на забой добычных скважин в качестве абразивного компонента мониторной струи и используется для разупрочнения и дезинтеграции крепких горных пород. Выделенная фракция глины используется в бурении добычных скважин в составе буровых и тампонажных растворов. Способ осуществляют с помощью устройства, включающего добычную скважину, транспортный пульпопровод, карту намыва, улавливатель тяжелой рудосодержащей фракции, систему транспортировки гидросмеси песка и глины. Содержит гидроциклон и коагуляционную емкость, выполненные в земле, рядом с боковым бортом карты намыва. Стенка торцевого борта стоковой части карты намыва выполнена в форме раскрывающейся ветви спирали, центр которой совпадает с центром гидроциклона. Технический результат - повышение эффективности первичного обогащения полезных ископаемых на добычном полигоне при скважинной гидродобыче. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ включает подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы. Отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно. Измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии. Определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонентов и вычисляют его молярную массу. Полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине, используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод. В газовом патрубке производится измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления. В жидкостной линии производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке и транспорте нефти и газа и использовании попутного нефтяного газа. Обеспечивает возможность рационального использования газа и сокращение затрат на его транспортировку. Сущность изобретения: способ включает разделение продукции скважин на воду, нефть и газ, смешение нефти и газа и их совместную транспортировку. Согласно изобретению продукцию скважин подают в путевые подогреватели для ее нагрева до температуры 30-45°C. Затем эту продукцию разделяют. После разделения продукции скважин часть газа подают в трубопровод транспортировки нефти в условиях, исключающих принудительное смешение с нефтью, и транспортируют совместно с нефтью до нового потребителя газа. При этом из отделившегося и свободного газа отделяют газовый конденсат при давлении 0,03-0,20 МПа, а в путевых подогревателях используют часть этого газа в качестве топливного газа. Перед каждым новым потребителем эти операции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке газа. Сепаратор включает цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой с осевым каналом и днищем с дренажным патрубком. Внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой по его высоте. При этом внутренний диаметр нижней части корпуса превышает внутренний диаметр его верхней части. Внутри корпуса соосно размещены кожух, фильтрующий элемент в виде полого цилиндра, центратор, конусная втулка и опорная шайба. К нижней части кожуха присоединена конусная втулка, а центратор установлен внутри нее. Верхний и нижний торцы фильтрующего элемента взаимодействуют соответственно с конусной втулкой и опорной шайбой. Центратор и опорная шайба связаны между собой с помощью стяжной шпильки с гайками. Основная цилиндрическая спираль размещена в кольцевом пространстве, которое образовано внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью кожуха. Дополнительная спираль - в кольцевом пространстве, которое образовано наружной поверхностью фильтрующего элемента и внутренней поверхностью кожуха. В поперечном сечении витки обеих спиралей могут иметь форму круга, эллипса или параллелограмма. При этом направление их навивки совпадает с направлением перемещения потока газа внутри корпуса. Шаги навивки спиралей должны выбираться с учетом того, что площадь проходного сечения между смежными витками основной спирали должна быть меньше или равна площади поперечного сечения входного патрубка в месте его присоединения к корпусу, но при этом больше площади проходного сечения между смежными витками дополнительной спирали. Технический результат заключается в создании надежного в работе и удобного в эксплуатации сепаратора, способного эффективно очищать природный газ от частиц капельной жидкости и механических примесей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх