Способ обезвоживания и обессоливания нефти

 

О П И С А Н И Е»>982713

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 12.03.81 (21) 3258875/23-26 с присоединением заявки №вЂ” (23) Приоритет— (51) М. Кл.з

В 01 D 17/00

Гасударственный камнтет (53) УДК 66.066..6 (088. 8) Опубликовано 23.12.82. Бюллетень № 47 нв делам нзобретеннй н открытий

Дата опубликования описания 28.12.82

«» ф ф Хамидуллин, В. П. Тронов, 4. Я:.;Килеев, М. А. Тахауов и Ф. Г. Арзамасцев (72) Авторы изобретения

Татарский государственный научно-исследовательскйй и проектный институт нефтяной промышленноусти е

- м-,р (71) Заявитель (54) СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ

НЕФТИ

Изобретение относится к подготовке нефти, в частности к процессам обезвоживания и обессоливания нефти.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти,. заключающийся в том, что в нефтяную эмульсию вводят реагент- 5 деэмульгатор в количестве 40 — 70 г/т нефти, нагревают до 50 — 80 С и подают в отстойник ступени обезвоживания, откуда обезвоженную до 0,5 — 2 /О нефть, после введения в нее пресной воды из расчета 5—

15% на тонну нефти, направляют на обессоливание в отстойники или электродегидраторы, работающие, как и отстойники ступени обезвоживания, с поддержанием в них слоя воды высотой 1 — 1,5 м для промывки через него нефти. При этом часть выделив- 1s шейся из нефти воды для более полного использования тепла и реагента-диэмульгатора вновь направляют в начало процесса для предварительного разрушения эмульсии (1) .

Недостатками данного способа являются большие затраты тепла, пресной воды и низкое качество подготовленной нефти.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ обезвоживания и обессоливания нефти путем ступенчатого отделения воды, включающий обработку нефти реагентом-деэмульгатором, перемешивание в турбулентном режиме, введение дренажной воды, нагрев и отстой (2) .

Недостатками известного способа являются большой расход реагента-деэмульгатора (50 — 60 г/т нефти) и пресной воды (10О/р на один мз нефти), а также низкое качество подготовленной нефти. Остаточное содержание воды в ней составляло 0,3 — 0,65%, а солей 30 — 60 мг/л в зависимости от исходного их содержания и производительности установки.

Причиной этого является то, что мелкие капли воды, неразрушенные при высокой турбулентности потока на предыдущем этапе обработки (ступень обезвоживания), поступая в последующем в условия низкой турбулентности потока (ступень обессоливания), такЖе остаются неразрушенными.

Поэтому на ступени обессоливания для эффективного вымывания солей из нефти требовалось большое количество пресной воды.

Кроме того, при большом содержании воды и солей в нефти после ступени обессоливания при нагреве ее в трубах печей проис982713

15

3 ходило интенсивное образование твердых отложений, что приводило к частой остановке печей на ремонт — 8 раз в год.

Целью изобретения является повышение эффективности процесса обезвоживания и обессоливания нефти и снижение материальн ы х за трат.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу обезвоживания и обессоливания нефти путем ступенчатого отделения воды, включающему обработку нефти реагентом деэмульгатором, перемешивание в турбулентном режиме, введение дренажной воды, нагрев и отстой, обработку ведут при повышении степени турбулентности от ступени обезвоживания к ступени обессоливания.

При этом в предварительно обезвоженной нефти с помощью каплеукрупнителя при более низкой степени турбулентности остаются только мелкие глобулы воды, расстояния между которыми сравнительно велики.

Повышение степени турбулентности на последующих стадиях обработки нефти (в каплеукрупнителе ступени обессоливания) создает лучшие условия для встречи и разрушения этих мелких глобул воды, слияния их при столкновении в более крупные, благодаря чему нефть хорошего качества получают без применения пресной воды. Выбор степени турбулентности на каждой соответствующей ступени зависит от физикохимических свойств обрабатываемой нефти и ее обводненности.

Промысловые исследования показали, что наиболее оптимальная степень турбулентности на ступени обезвоживания возникает при числах Рейнольдса в пределах

10000 — -30000, а на ступени обессоливания

30000--60000.

Повышать степень турбулентности на ступени обезвоживаьия более 30000 не следует, так как из-за большого содержания воды (до 30"/ц) в эмульсии будет происходить ее передиспергирование. На ступени обессоливания повышать степень турбулентности более 60000 также не следует, так как мелкие капли воды, не разрушенные на ступени обезвоживания, также будут передисперги рова ны.

Пример !. В поступающую со скважин водонефтяную эмульсию в количестве

300 м /ч с содержанием воды до 30 /o (размеры капель до 20 мкм) и солей до 30000 мг/л после предварительного сброса пластовой воды из резервуаров вводили реа гент-деэмульгатор из расчета 20 — 30 г/т нефти, затем нагревали в теплообменниках до 45—

50 С и транспортировали в турбулентном режиме, характеризующимся числом Рейнольдса Re = 10000, в течение пяти минут по трубчатому каплеукрупнителю в отстойники ступени обезвоживания, где отстаивали в течение 1 ч.

При этом в каплеукрупнителе этой ступени бронирующие оболочки разрушались в основном, на более крупных каплях воды из-за большого ее содержания в нефти.

Качество нефти после обезвоживания характеризовалось содержанием воды 0,2—

0,5/р, солей 80 — 150 мг/л.

Обезвоженную нефть затем транспортировали по каплеукрупнителю перед ступенью обессоливания в течение трех минут при турбулентности потока Re = 30000. При этом число столкновений и слияний мелких капель пластовой воды возросло, т.е. процесс разрушения эмульсии происходит более интенсивно. Разрушенную в каплеукрупнителе эмульсию вводили в отстойники ступени обессоливания нефти, где отстаивали ее в течение 1,5 ч. Качество нефти при этом составило: воды 0,1 — 0,2 /р, солей 38 —40 мг/л.

Пример 2. В поступающую со скважин водонефтяну ю эмульсию в количестве

400 мз/ч с содержанием воды до 30 /о и солей до 50000 мг/л после предварительного сброса пластовой воды из резервуаров (размеры капель пластовой воды не превышали 20 мкм) вводили реагент-деэмульгатор из расчета 20 — 30 г/т нефти, затем нагревали в теплообменниках до 45 — 50 С и транспортировали в турбулентном режиме, характеризующимся числом Рейнольдса Re =

= 30000, в течение 3 мин по каплеукрупнителю в отстойники ступени обезвоживания.

Время отстоя нефти в отстойниках 1 ч. Качество нефти после обезвоживания характеризовалось содержанием воды 0,0--0,3 /о, солей 60 — 100 мг/л.

Обезвоженную нефть затем транспортировали по каплеукрупнителю перед ступенью обессоливания. Время движения эмульсии в каплеукрупнителе 2 мин. При этом турбулентность потока повышали до числа Ке = 60000. Глубоко разрушенную эмульсию из этого каплеукрупнителя вводилн в отстойники ступени обессоливания нефти. После отстоя в течение 1,5 ч качество нефти по остаточному содержанию было: воды 0,0 — 0,18 /о, солей 25 — 38 мг/л.

В случае получения нефти из отстойников ступени обессоливания с содержанием солей более 40 мг/л по причине нарушения технологического режима работы установки, следует дополнительно обработать ее в трубопроводе после установки пресной водой из расчета 1 — Зо/q от объема нефти.

Отделившуюся в отстойниках дренажную воду вводили в нефть перед ступенью предварительного обезвоживания с целью использования остаточного тепла и реагента-диэмульгатора, а также увеличения водной фазы для разрушения эмульсии.

Воду, сбрасываемую из резервуара предварительного обезвоживания нефти, направляли на очистку.

982?l3

Формула изобретения

За счет снижения содержания воды и солей в нефти практически прекратилось образование твердых отложений в трубах печей. Печи останавливаются на профилактику только 2 раза в год.

Повышение степени турбулентности в каплеукрупнителях от ступени обезвоживанияк ступени обессоливания нефти улучшило условия разрушения бронирующих оболочек на глубулах пластовой воды и слияния их в более крупные капли, благодаря чему процессы обезвоживания и обессоливания нефти происходят более эффективно по сравнению с известным способом. Снизилось остаточное содержание воды в нефти с 0,4 до 0,2о/р, уменьшился расход реагента деэмульгатора с 50 — 60 до 20 — 30 г/т нефти и отпала необходимость в применении пресной воды в количестве 10е/о от объема. обрабатываемой нефти и, следовательно, нагрев ее до 50 — 70 С. Кроме того, повысилась эффективность работы печей-нагревателей нефти, сократилось количество остановок 20 печей на ремонт с 8 до 2 раз в год.

Способ обезвоживания и обессоливания нефти путем ступенчатого отделения воды, включающий обработку нефти реагентом-деэмульгатором, перемешивание в турбулентном режиме, введение дренажной воды, нагрев и отстой, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса и снижения материальных затрат, обработку ведут при повышении степени турбулентности от ступени обезвоживания к ступени обессоливания.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Байков Н. М. и др. Сб. «Транспорт и подготовка нефти». М., «Недра», 1975, с 206 †2

2. Тронов В. П. и др. Перевод обезвоживающих установок на режим обессоливания нефти. — PHTC «Нефтепромысловое дело» № 10, 1974, М., ВНИИОЭГГ, с. 49 — 52 (прототип) .

Составитель В. Берзин

Редактор В. Иванова Техред И. Верес Корректор О. Билак

Заказ 9771/9 Тираж 734 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, )К вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», r. Ужгород, ул. Проектная, 4