Способ деэмульсации нефти и устройство для его осуществления
Союз Советских
Социалистических
Республик
ОП ИКАНИЕ
ИЗОБРЕТЕН ИЯ
К АВТОРСКОМУ . СВИДЕТЕЛЬСТВУ
<11789567 (6l ) Допол интел ьпое к авт. с вид-ву (22) Заявлено 13.02,78 (2 () 2580249/23-04 с присоединением заявки РЙ (53)M. Кл.
С 10 G 33/04
Гасударственный комитат (23) Приоритет
Опубликовано 23.12 80 Бюллетень,% 47 но делам изобретений и открытий (53) УДК 665.622. .43.065.6 (088.8) Дата опубликования описания 23.12.80
Ш. Н. Алиев, Ю. С. Смирнов, М. Д. Насиров, Б. И. р.ултанов, И. М. Шекинский, Д. М. Агаларов и Т. И. ГончарЬва
Азербайджанский государственный научно-исследов тельскии: -. " и пРоектный инститУт нефтЯной пРомышленнос и Йй;;„11. .„-.„, — — "--" (72) Авторы изобретения (7I) Заявитель (54) СПОСОБ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ НЕФТИ
И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Изобретение относится к области подготовки нефти и предназначено для деэмульсации нефти термохимическим методом.
Известен термохимический способ деэмульсации нефти с применением различных деэмуль5 гаторов на термохимических установках (11.
Недостатком этого способа является его невысокая эффективность за счет применения дорогостоящих деэмульгаторов и отложения солей в установках.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ деэмульсации нефти с применением различных деэмульгаторов.
Способ осуществляется на блочных термохимнческих установках с примеп:нием устройства
15 для деэмульсации нефти, причем в нефтяную эмульсию подается горячая вода, содержащая деэмульгатор, и нефтяная. эмульсия поступает в блочную сепарационную установку, где предварительно обезвоживается, после чего в эмульсию вводится свежий деэмульгатор с помощью дозаторного насоса, предварительно подогревается теплообменником и направляется в устройство для деэмульсации нефти, Обезвоженная и обессоленная нефть поступает в резервуарыотстойники.
Устройство для цеэмульсации нефти содержит вертикальный цилиндрический корпус, коалесцирующий элемент, подводящую трубу с распределителем эмульсии и отводящую трубу (2) .
Недостатки данного способа состоят в невысокой эффективности за счет применения дорогостоящих деэмульгаторов, образования нерастворимых солей (корки) и отложения их на теплопередаюцтих трубах, деэмульсаторе, конденсирующем:элементе и в отстойнике.;. Кроме того, невозможность применения водорастворимых неионогенных деэмульгаторов при подогреве до 50 С и более, когда они теряют активность, и при интенсивном перемешивании нефти иногда приводит к образованию более стойких эмульсий.
Бель изобретения — повышение эффективности процесса деэмульсации нефти путем применения дешевых и доступных химических реагентов, повышения надежности и срока службы установки за счет предотвращения осаждения
3 солей и выноса их в растворенном виде, а так. же нейтрализации пластовой воды и соляной кислоты.
Указанная цель достигается тем, что предварительно нагретую до 40-50 С эмульсию пропускают через 5-10%-ный раствор соляной кислоты с деэмульгатором, нагретый до температуры 60 — 80 С, а затем через слой раствора нейтрализатора соляной кислоты. Причем в ка честве деэмульгатора,используют сульфанол в количестве 0,01 — 0,03% от объема соляной кислоты, а в качестве раствора нейтрализатора— пластовую воду с добавлением 0,02 — 0,05% каустической соды. Кроме того, нагрев эмульсии и раствора соляной кислоты осуществляют за счет экэотермической реакции между соляной кислотой и магнием путем пропускания соляной кислоты через фильтр из стружки магния или ввода порошка магния в раствор соляной кислоты.
Устройство для осуществления способа снабжено двумя концентрично установленными камерами, внутренняя иэ которых выполнена в виде воронки, в нижней части заполненной раствором соляной кислоты с деэмульгатором, а наружная выполнена цилиндрической, снабжена маточником, расположенным в нижней части корпуса, заполненной нейтрализатором кислоты, распределитель эмульсии размещен в нижней части внутренней камеры, а коалесцирующий элемент расположен в верхней части наружной камеры. Кроме. того, коалесцируюший элемент выполнен иэ гранулированного полиэтилена.
На чертеже изображено устройство для осуществления способа.
Устройство для деэмульсации нефти состоит из корпуса 1, внутри которого концентрично установлены одна в другой камеры 2 и 3. Внут ренняя камера 2,.выполненная в виде воронки, сверху через щели сообщается с наружной камерой 3 .и снабжена подводящим 4 и отводящим 5 патрубками для ввода и отвода раствора соляной кислоты, Подводящая труба 6; снабженная распределителем 7 эмульсии, погружена в раствор соляной кислоты во внутренней камере 2.
Наружная камера 3 в верхней внутренней волости имеет коалесцирующий элемент 8 из гидрофильных гранулированных пластмасс, обладающих плавучестью, а в нижнем конце имеется маточник 9, погруженный в раствор нейтрализатора .10, находящегося в нижней части корпуса 1; Отвод 11, установленный в верхней части корпуса, предназначен для направления нефти в резервуар-отстойник. Отвод 12 в нижней части корпуса 1 служит для сброса отделившейся и. нейтралиэовавшейся воды, направления ее на установку подготовки сточных вод и дальнейшего ее использования для техничес789567 4 ких нужд. Подвод 13 предназначен для поддерживания уровня и исходного свойства раствора нейтрализатора кислоты. Деэмульсатор оснащен известными контрольно-измерительными прибо5 рами и средствами автоматизации для контролирования установленных параметров технологического режима процесса деэмульсации нефти.
Камеры 2 и 3 и их детали изготавливаются из кислотоустойчивого материала или защищаются кислотоустойчивым покрытием.
Устройство работает следующим образом.
Поток эмульсии, предварительно нагретый до 40-50 С, направляется подводящей трубой
6 в камеру 2, где распыляется распределите1S лем 7 в среде нагретого раствора соляной кислоты с деэмульгатором. Скорость эмульсии по мере движения в среде раствора соляной кислоты постепенно снижается за счет расширения сечения кольцевого пространства между трубой
6 и внутренней стенкой камеры 2, и происходит расслоение и предварительное укрупнение капель воды, которое приводит к частичному обезвоживанию нефти. После этого расслаивающаяся эмульсия проходит через коалесцируюшйй элемент 8 и вновь скорость потока посте25 пенно уменьшается эа счет расширения сечения кольцевого пространства между наружной стенкой камеры 2 и внутренней стенкой камеры 3..
При этом происходит слияние глобул воды в более крупные, что приводит к глубокому обезвоживанию и обессоливанию нефти. Это объясняется тем, что, во-первых, кольцевое пространство между камерами 2 и 3 выполняет как бы функцию каплеобразователя и, во-вторых, коалесцирующий элемент под действием фильтрационной и архимедовой силы совершает поступательно-колебательное движение, что способствует укрупнению глобул воды, отделению их от нефти, а также самоочищению коалесцирующего элемента.
Поток нефти и водного раствора соляной кислоты проходит через маточник 9 и распыляется в среде раствора нейтрализатора 10 соляной кислоты, находящегося в нижней части корпуса 1. Нефть, отделившаяся от водного раствора соляной кислоты, направляется по отводящему патрубку 11 в резервуар для отстаивания, а водный раствор соляной кислоты нейтрализуется нейтрализатором 10, т,е. вступает в реакцию с солями, содержащимися в пластовой воде, и образующиеся хлориды легко расгворяются и сбрасываются через отвод 12. Исходные свойства раствора нейтрализатора кислоты поддерживаются добавлением каустической
SS соды при помощи подвода 13. Отработанный раствор соляной кислоты выносится через отвод 5, освобождается от механических примесей, доводится до исходной концентрации и вновь поступает подводом 4 в камеру 2 для
Таблица 1
Наименование характеристики
40 45 50
28,38 28,41 28,43
0,46 0,38 0,33
68
0,03 0 03 0,03
71 71 70 рН воды
5 78956 деэмульсации. Нагрев эмульсии и раствора соляной кислоты может быть осуществлен за счет экзотермической реакции между соляной кислотой и магнием путем пропуска соляной кислоты через фильтр из стружки магния или путем ввода порошка. магния в раствор соляной кислоты, Режим работы всей системы, положейие уровней растворов соляной кислоты и нейтрализатора выбираются в зависимости от коли-. чества, свойств и обводненности обрабатываемой эмульсии.
Испытанию подвергают наиболее стойкую эмульсию нефти НГДУ "Азизбековнефть" объединения "Азнефть" со следующими исходными характеристиками:
Количество обрабатываемой эмульсии нефти, л 40
Вязкость при 20 С, сСт 126,6
Плотность при 20 C, г/смз 0,9162
Содержание в нефти: воды по ГОСТ 2477-65, % 28,6
Хлористых солей по
ГОСТ 21534-76, мг/л 2990 механических примесей по ГОСТ 6370-59, % 0,06 парафина,% 2,7 смол силикагелевых, % 11,6 асфальтенов, % 0,14 рН воды 8,3-8,5
Используют растворы соляной кислоты с сульфанолом и нейтрализатора (пластовая вода с NaOH) в количестве 3,0 л. Исходную концентрацию растворов соляной кислоты с сульфанолом и нейтрализатора определяют по известному химическому методу, контролируют
Объем нефти после отстоя, л
Содержание в нефти: воды по ГОСТ 2477-65, % хлористых солей по ГОСТ
21534-75, мг/л механических примесей по
ГОСТ 6370-59, %
7 б по отобранной пробе, выходящей струей иэ отводов, соответственно, 5 и 12 и доводят до исходной концентрации путем ввода новой порции раствора из соответствующих сосудов через подводы 4 и 13.
Высота слоя растворов соляной кислоты с сульфанолом и нейтрализатора в камере 2 и корпусе 1 составляет 300 мм и поддерживается постоянной. Эмульсию нефти, растворы соляной кислоты и нейтрализатора нагревают до необходимой температуры при помощи соответствующих теплообменников. рН воды определяют рН-метром по отобранной пробе воды до и после деэмульсации нефти.
П р и и е р 1. Предварительно i нагретую до 40,45 или 50 С эмульсию нефти распределителем 7 распыляют в среде нагретого до 60 С слоя раствора, состоящего из смеси 8%-ной соляной кислоты (ГОСТ 857-57) и 0,02% сульфанола от объема HCI, заключенного. в кольцевое пространство между трубой 6 и внутренней стенкой камеры 2. Затем обработанную эмульсию нефти пропускают через фильтр 8, состоящий из, осмоленного гранулированного полиэтилена размером фракций 0,20-0,25 мм, а затем маточником 9 распыляют в среде нагретого до 35 С слоя раствора нейтрализатора
10, состоящего из смеси пластовой воды, заключенного в кольцевое пространство между наружной камерой 3 и корпусом 1. Обработанная нефть через отвод 11 поступает в емкость и отстаивается 3 ч.
Результаты проведенного опыта (характеристики обработанной нефти после отстоя) приведены в табл. 1.
Температура предварительного нагрева эмульсии нефти, С
789567 нагретого до 35 С слоя раствора нейтрализатора, состоящего из смеси пластовой:венцы и 003% каустической соды от объема пластовой воды, по примеру 1.
Таблица. 2
Наименование характеристики
28,36 28,38 28,40 0,49 0,44 0,36
59
0,03 0,03 0,03 рН воды
7,0
7,2
7,2
Пример 3. Предварительно нагретую до
45 С эмульсию. нефти распыляют в среде нагретого до. 60 С слоя раствора, состоящего из смеси 8%-ной соляной кислоты и 0,01; 0,02 или
0,03% сульфанола от объема HCI. После этого 35 обработанную эмульсию нефти пропускают через
Таблица 3 онцентрация сульфанола в астворе от объема HCI, %
Наименование характеристики
0,01 0,02 0,03
0,46
0,41
0,53
57 механических примесей по
ГОСТ 6370-59, %
0,03
0,02 0,02
7,3
7,2 рН воды
7,1
Il р и м е р 2. Предварительно нагретую до
45 С эмульсию нефти распыляют в среде нагретого до 60 С слоя водного раствора, состоящего иэ смеси 5,8 или 10 o-ной соляной кислоты и 0,02% сулъфанола от объема кислоты. 1й сле этого обработанную эмульсию нефти пропускают через фильтр, а затем распыляют в среде
Объем нефти после отстоя, л
Содержание в нефти: воды по ГОСТ 2477-65; % хлористых солей по ГОСТ
21534-76, мг/л механических примесей по
ГОСТ 6370-59, %
Объем нефти после отстоя, л
Содержание в нефти: воды по ГОСТ 2477-65, % хлористых солей по ГОСТ
21534-76, мг/л
Результаты проведенного опыта представлены в табл. 2.
Концентрация соляной кислоты в смеси, %
5 8 )О фильтр, а затем распыляют в среде нагретого до
35 С слоя раствора нейтрализатора, состоящего из смеси пластовой воды и 0,03% каустической соды от объема пластовой воды, по примеру 1, Характеристики обработанной нефти по примеру 3 приведены в табл. 3.
28,37 28,40 28,35
9 789567 10
Пример 4. Предварительно нагретую до раствора нейтрализатора, состоящего из смеси
45 С эмульсию нефти распыляют в среде нагре- пластовой воды и 0,03% NaOH от объема пластого до 60, 70 или 80 С слоя раствора, состо- товой воды, по примеру 1. ящего из смеси 8%-ной HCI и 0,02% сульфанола от объема кислоты. После этого обработанную Влияние температуры подогрева слоя раствора эмульсию нефти пролускают через фильтр, а за- на характеристики обработанной нефти представтем распыляют в.среде нагретого до 35 С слоя лено в табл. 4.
Таблица 4
Температура подогрева слоя раствора (8% НС! + 0,02% ульфанола), С
Наименование характеристики
60 70 80
Объем нефти после отстоя, л
28,39 28,42 28,44
Содержание в нефти: воды по ГОСТ 2477-65, %
0,34 0,29
4,43 хлористых солей по ГОСТ
21534-76, мг/л
51 43
57 механических примесей по
ГОСТ 6370-59, %
0,03 0,03
0,03
1,2 7,4
7,1 рН воды
Таблица. 5 нцентрация каустической соды (йаОН) объема пластовой воды в смеси раствора йтрализатора, %
Наименование характеристики
l Г
0,02 0,03 0,05
28,38
28,39 28,39
Объем нефти после отстоя, л
Содержание в нефти: воды по ГОСТ 2477-65, % хлористых солей по ГОСТ
21534-76, мг/л
0,42
0,43 0,43
61 59 механических примесей по
ГОСТ 6370-59, % рН воды
0,03
6,9
0,03 0,03
7,1 7,0
Пример 5. Предварительно нагретую до
45 С эмульсию нефти распыляют в среде нагретого до 60 С слоя раствора, состоящего из сме- зз си 8%-ной HCI и 0,02% сульфанола от объема кислоты. После этого обработанную эмульсию нефти пропускают через фильтр, а затем распыляют в среде нагретого до 35 С слоя раствора нейтрализатора, состоящего из смеси пластовой воды н 0,02; 0,03 или 0,05% каустической соды от объема пластовой воды, lIQ примеру l.
Результаты опыта приведены в табл. 5.
Таблица 6
Наименование характеристики
6 1 7
28,38
28,41
0,38
0,44 хлористых солей по ГОСТ
21534-76, мг/л
6.1 механических примесей по ГОСТ 6370-59, %
0,03
0,03
7,0
7,2 рН воды
Пример 6. Предварительно нагретую до
40 С эмульсию нефти распределителем 7 распыляют в среде нагретого до 60 С слоя раствора, состоящего иэ смеси 5 -ной соляной кислоты и 0,01% сульфанола от объема кислоты, заключенного в кольцевое пространство между трубой
6 и внутренней стенкой камеры 2. После этого обработанную эмульсию нефти, пропускают через фильтр 8, состоящий из осмоленного гранулированного полиэтилена размером фракций 0,20—
0,25 мм,.а затем маточником 9 распыляют в среде нагретого до 35 С слоя раствора нейтрализатора 10, состоящего из смеси пластовой воды и 0,02% каустической соды от объема пластовой воды, заключенного в кольцевое пространство между нат1ужной камерой 3 и корпусом 1. Обработанная нефть через отвод 11 поступает в отстойник,где отстаивается 3 ч, Пример 7, Предварительно нагретую до
50 С эмульсию нефти распределителем 7 распыОбъем нефти после отстоя, л
Содержание в нефти: воды по ГОСТ 2477-65, %,Формула изобретения
1. Способ деэмульсации нефти, включающий предварительный нагрев эмульсии и обработку ее деэмульгатором, коалесцирование, и отстаивание, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса деэмульсации нефти, предварительно нагретую до 40-50 С эмульсию нефти пропускают через
5 — 10 -ный раствор соляной кислоты с деэмульгатором,-нагретый до температуры 60 — 80 С, а затем через слой раствора нейтрализатора соляной кислоты.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве деэмульгатора используют сульфанол в количестве 0,01-0,03%,от объема соляной кислоты.
89567 12 ляют в среде нагретого до 80 С слоя раствора, состоящего из смеси 10 о-ной соляной кислоты и 0,03% сульфанола от объема кислоты, заклю-, ченного в кольцевое пространство между трубой 6 и внутренней стенкой камеры 2. После этого обработанную эмульсию нефти пропускают через фильтр 8, состоящий из осмоленного гранулированного полиэтилена размером фракций 0,20 — 0,25 мм, а затем маточником 9 распыляют в среде нагретого до 35 С слоя раствора нейтрализатора 10, состоящего из смеси пластовой воды и 0,05% каустической соды от объема пластовой воды, заключенного в кольцевое пространство между наружной камерой 3 и корпусом 1. Обработанная нефть через отвод 11 поступает в отстойник. Продолжительность отстоя нефти 3 ч, Характеристики обработанной нефти при граничных значениях параметров обработки по примерам 6 и 7 приведены в табл. 6. раничные значения параметров обработки по примеру
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве раствора нейтрализатора ис45 пользуют пластовую воду, выделенную в apqцессе подготовки нефти, с добавлением 0,02—
0,05% каустической соды.
4. Способ по п. 1, о т л и ч à ar шийся тем, что нагрев эмульсии и раствора соляной
50 кислоты осуществляют за счет экзотермической реакции между соляной кислотой и магнием путем пропуст ания соляной кислоты через фильтр из стружки магния или ввода порошка магния в раствор соляной кислоты.
5. Устройство для осуществления способа по пп. 1-4, содержащее вертикальный цилищ рический корпус, коалесцируяяций элемент, подводящую трубу с распределителем эмульсии и отводящую трубу, о т л и ч а ю щ е13 789567 14 а с я тем, что оно снабжено двумя концентрич- 6. Устройство,по и. 5, о т л и ч а ю щ ено установленными камерами,: вну тренняя из е с я тем, что коалесцирующий элемент выкоторых выполнена в виде воронки, в нижней полнен иэ гранулированного полиэтилена. части заполненной раствором соляной кислоты Источники информации, с дезмульгатором, а наружная выполнена ци- . y принятые во внимание при экспертизе линдрической, снабжена маточником, располо- 1. Левченко Д. Н. и др. Эмульсии нефти с женным в нижней части корпуса, заполненной водой и методы их разрушения. М., "Химия", нейтрализатором кислоты, распределитель змуль- 1967, с. 33-46. сии размешен в нижней части внутренней каме- 2. Байков Н, М. и др. Сбор, транспорт и ры, а коалесцирующий элемент расположен в 30 подготовка нефти. М., "Недра", 1975, с. 144-210 верхней части наружной камеры. (прототип) .
