Способ обезвоживания и обессоливания нефти

 

Союз Советских

Социалистических

Республик

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву(22) Заявлено 0401ЯО (21) 2889719/23-04 с присоединением заявки N9 (u>883153 (51) м. кл.

С 10 G 33/04

Государственный комитет

ССС,Р по делам изобретений и открытий (23) Приоритет

Опубликовано 231181. Бюллетень Hо 43

Дата опубликования описания 23.1181 (53) УДК 665. 622.

43.065 ° 6(088.8) (72) Авторы изобретения

И.Ш. Кувандыков и В.А. Петров

Центральная научно-исследовательская лаборатория

Производственного ордена Трудового Красного Знамени объединения Оренбургнефть (71 ) За яв и тель (54) СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ

НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использо- вано для обезвоживания и обессоливания нефти при ее подготовке к переработке.

Существующие способы обезвоживания и обессоливания нефти с применением преимущественно импортных поверхностно-активных веществ не предусматривают регенерацию реагента-деэмульгатора для многократного его использования в процессе подготовки нефти.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти, где в качестве деэмульгатора используют дисолван- 15

4411 и.сепарол-25, причем с целью снижения расхода деэмульгатора и повышения эффективности процесса, в предварительно обработанную деэмульгатором нефть вводят раствор. поли- 20 акриламида (11.

Однако удельный расход.дисолвана4411 в зимне-весенний период. велик и составляет 100 г на тонну подготовленной нефти. 25

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обезвоживания и обессоливания нефти путем обработки на 1-ной стадии дренажной воды в присутствии 30 поверхностно-активного вещества, например, диссольвана 184 г/т, и отстс1я при 50-55 С, отделения частично обезвоженной нефти, нагрева ее и смешения с пресной водой с подачей в каплеобразователь и отстойник с отделением обезвоженной нефти, обработки последней на второй стадии пресной водой в присутствии поверхностно-активного вещества, например диссольвана, с последующей обработкОЙ в каплеобраэователе и отстоем при

40-55 С с отделением обессоленной нефти (2).

Недостатком способа является большой расход деэмульгатора, связанный с невозможностью его регенере ции, поскольку используемые маслорастворимые деэмульгаторы уносятся с нефтью.

Цель изобретения — сокращение расхода деэмульгатора за счет его регенерации и возвращения в процесс.

Поставленная цель достигается тем, что обезвоживание и обессоливаные нефти производят путем обработки ее на первой стадии дренажной водой, содержащей диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции в количестве 0,1-0,5 вес.Ъ с последующим

883153 отстоем при 60-70 С, отделением обезвоженной нефти, обработки ее пресной водой, содержащей диэтаноламид кислот декан-гексановой фракции в количестве 0,05-0,1 вес.Ъ, с последующим отстоем при 50-60 С и отделением обессоленной нефти.

Используемый диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции растворим в воде. При подкислении его соляной кислотой он образует жидкий нерастворимый в воде хлористовОдородный комплекс состава (R — CO — NH (С Н OH ) ) СЕ, гце R-Cg Н„ — С, Н 9, с йлотностью 0,98 г/см, всплывающий на поверхность дренажной воды и легко отделяемый при отстое. Нейтрализация полученного комплекса щелочью приводит к его разрушению и позволяет регенерировать диэтаноламид.

Диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции является эффективным эмульгатором для получения эмульсий типа масло в воде (или не нефть в воде ). При вводе небольшими порциями обводненной нефти в пластовую воду, содержащую 0,1-0,5Ъ диэтаноламида, и интенсивном перемешивании достигается постепенное эмульгирование нефтяной среды, освобождение и переход микроглобул минерализованной водной фазы, ранее замурованной нефтью и ее асфальто-смолистыми веществами в водную среду менее стабильной эмульсии нефть в воде, которая окончао тельно распадается при 60-70 С.

Диапазон концентраций диэтаноламида 0,1-0,5Ъ в высокоминерализованной дренажной пластовой воде обусловлен тем, что уменьшение его концентрации ниже 0,1Ъ требует расхода больших объемов пластовой воды и усложняет„ последующее разделение водонефтяной смеси, а верхний предел ограничивается растворимостью Реагента в высокоминерализованной пластовой воде. На стадии окончательного удаления солей путем обработки нефти пресной водой концентрация реагента не должна превышать 0,050,1Ъ с целью предотвращения вспенивания.

На чертеже представлена схема, по которой предлагаемый способ может быть реализован в промысловых условиях.

Исходная водонефтяная эмульсия поступает в теплообменник 1, и подогретая до 30-40 С, с помощью насоса

2 через задвижки 3, 4 и 5 направляется в гидроактиваторы 6, представляющие собой тройники, снабженные штуцерами диаметром 8-10 мм. Туда же насосом 7 из емкости 8 через задвижку 9 закачивают дренажную воду, содержащую диэтаноламид. Каскад гидроактиваторов 6 обеспечивает постепенное эмульгирование нефтяной среды исходной обратной эмульсии и освобождение ее водной фазы. Далее водонефтяная смесь подается в среднюю часть аппарата-отстойника 10 для отделения от основного количества минерализованной воды и с остаточным

=одержанием 3-5Ъ водной фазы направляется в среднюю часть аппарата 11, где подогревается паром до 60-70 С и расслаивается на частично подготовленную нефть и дренажную воду. Дренажная вода из аппаратов 10 и 11 через задвижки 12 и 13 возвращается в емкость 8 и снова подается на каскад гидроактиваторов 6. Избыток пластовой воды, переливающийся из емкости

8, подают в смеситель 14, где проводят подкисление соляной кислотой, и далее — в отстойник 15. Хлористоводородный комплекс диэтаноламида из верхней части отстойника 15 пос29 тупает на нейтрализацию щелочью в смеситель 16, а пластовая вода сбрасывается через задвижку 17. Регенерированный диэтаноламид через задвижку 18 дозируется в дренажную д пластовую воду.

Нефть после термического отстоя из верхней части аппарата 11 насосом 19 подается в гидроактиватор

21, куда насосом 20 подводится пресная вода. После термического отстоя при 50-60 С в аппарате 22 нефть, отмытую от солей и с остаточным содержанием 0,1-0,15 Ъ воды, через теплообменник 1 направляют в линию готовой продукции, а промывочную воду через задвижку 23 на линию регенерации диэтаноламида в пресную воду проводят через задвижку 24.

Нефтяной газ с верхних частей аппаратов 11 и 22 направляют в сепара40 тор 25 для разделения на углеводородный конденсат и газ, идущий на

Факел.

Пример 1. Обводненную нефть

Султангуловского месторождения, со4 деРжащую 20,3Ъ пластовой воды с минерализацией 25,1Ъ (вес) и плотностью

1,192 г/см, по каплям вводят в

5 пластовую воду, содержащую 0,5Ъ диэтаноламида кислот декан-гексадекановой фракции, при интенсивном перемешивании смеси с помощью вибрационной мешалки. Полученную водонефтяную смесь термостатируют при

60 С в течение двух часов с периодическим отбором проб верхнего слоя для определения воды по методу Дина и Старка, результаты сведены в табл. 1. Т а б л и ц а 1

58, 80

7,94

883153

Продолжение табл. 1

1,48

0,36

0,14

120

45 дельный расход еэмульгатора, г/т

Проба, Время отстоя, Р мин

Содержание воды в нефти, вес.Ъ ж

Дисолва- Диэтанолна-4411 амида кислот

С(0 — С.(50

5 01

0,36

15

915

0,12

14

592

Следы

Следы

Следы

35

1 280

80

59

120

77

0,3 76

106

0,1 24

65 Сл ы 6

142

Далее в пробе 5 определяют содержание солей (401,7 мг/л). К остав шейся части этой пробы добавляют 5Ъ (объемных) пресной воды, содержащей

0,05Ъ диэтаноламида, и смесь после перемешивания термостатируют при

55 С в течение двух часов с последующим определением воды (0,1 вес.Ъ) и солей (24 мг/л) в подготовленной нефти. Пластовую и промывочную воды, содержащие диэтаноламид, соединяют, подкисляют расчетным количеством соляной кислоты, отделяют с помощью делительной воронки верхний слой хлористоводородного комплекса, нейтрализуют его щелочью и регенерированный диэтаноламид используют в последующей работе по обезвоживанию и обессоливанию нефти.

Пример 2. Обводненную нефть

Никольского месторождения, содержащую 16Ъ пластовой воды с плотностью

1,18 г/см, по каплям, при интенсив3 ном перемешивании вводят в пластовую воду, содержащую 0,1Ъ диэтаноламида.

Полученную водонефтяную смесь термостатируют при 70 С в течение двух часов и определяют процент воды в нефтяном слое после его отделения от пластовой воды (0,26Ъ). Далее проводят отмыв нефти от солей пресной водой, содержащей 0,1 вес.Ъ диэтаноламида и термостатирование при 60 С в течение двух часов с о периодическим отбором проб, результаты сведены в табл. 2.

Таблица 2

После определения солей в подготовленной нефти (5 мг/л) проводят регенерацию диэтаноламида, как в примере 1.

Пример 3. Обводненную нефть

Султангуловского месторождения (НГДУ Бугурусланнефть ), содержащую

23,4 об.Ъ пластовой воды с минерализацией 25,1 вес.Ъ и плотностью

1,192 г/см, небольшими порциями

3 при интенсивном перемешивании вводят в ранее осажденную пластовую воду, содержащую 0,5 Ъ диэтаноламида кислот декан-гексадекановой фракции.

Полученную водонефтяную смесь термостатируют при 60 С в течение 2 ч.

Далее отделяют верхний слой частично подготовленной .нефти и определяют содержание хлористых солей (439 мг/л).

Оставшуюся после анализа нефть де15 лят на две части и добавляют в них

5 об.Ъ пресной воды, содержащей соответственно 0,05 и 0,1 Ъ диэтаноэгамида. После перемешивания полученные смеси термостатируют в течение

20 2 ч при 50 С с последующим определе» нием воды (соответственно 0,13 и

0,008Ъ) и солей (соответственно

33 и 20 мг/л) в подготовленной нефти.

Далее регенерируют диэтаноламид кис 5 лот декан-гексадекановой фракции из пластовой и промывочной воды путем подкисления расчетным количеством соляной кислоты, отделения верхнего жидкого слоя хлористоводородного комплекса и нейтрализации щелочью, и выделенный реагент используют при обезвоживании и обессоливании следующих порций нефти.

Сравнительные экспериментальные

35 данные по удельному Расходу дисолвана-4411 и диэтаноламида кислот декан-гексадекановой фракции при обезвоживании и обессоливании искусственных водонефтяных эмульсий, содержащих 20 об ° Ъ минерализован41) ной водной фазы приведены в табл. 3.

Удельный расход диэтаноламида определен после 10 циклов регенерации из пластовой и промывочной воды, как описано в примерах 1 и 2.

Т а б л и ц а 3

883153

Формула изобретения

ВНИИПИ Заказ 10121/36 Тираж одписное

Филиал ППП "Патент", г.ужгород,ул.Проектная,4

Способ обезвоживания и обессоливания нефти, включающий обработку ее на первой стадии дренажной водой в присутствии поверхностно-активного вещества с последующим отстоем при

5 повышенной температуре и отделением обезвоженной нефти и обработку ее на второй стадии пресной водой в присутствии поверхностно-активного вещества с последующим отстоем при повышенной температуре и отделением обессоленной нефти, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью сокращения расхода поверхностно-активного вещества, в качестве последнего используют диэтаноламид кислот декангексадекановой.фракции и на первой

"„тадии в виде 0,1-0,5 вес.% раствора. в дренажной воде и на второй стадии в виде 0,05-0,1 вес.% раствора в пресной воде и процесс проводят на первой стадии при 60-70 С и на второй стадии при 50-60 С.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

9 44568.1, кл. С 10 4 33/04, 1975.

2. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. M. Недра, 1977, с. 250 (прототип).