СПОСОБ ПОДГОТОВКИ АМБАРНОЙ НЕФТИ Российский патент 2001 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к области нефтеподготовки, в частности к технологии разрушения застаревших амбарных эмульсий, и может быть использовано на установках промысловой и комплексной подготовки нефти.

Амбарная нефть представляет собой обычную промысловую эмульсию, которая была закачана в земляные амбары во время Великой Отечественной войны в качестве стратегического сырья. Ее количество только на территории Пермской области составляет несколько сот тысяч тонн. За длительный промежуток времени такие эмульсии обогатились водной фазой, механическими примесями, а также осмолились. Их подготовка обычными приемами не представляется возможной.

Известен способ переработки и утилизации высоковязких нефтешламов нефтеперерабатывающих заводов, включающий сбор нефтешлама из шламонакопителя насосами с последующей подачей их в печи для сжигания (см. "Оборудование для комплексной переработки и утилизации нефтешламов НПЗ" // Обзорная информация. Серия "Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности". - М.: ЦНИИТЭнефтемаш, 1990. - Вып. 6, с. 46).

Однако, данный способ является неэффективным, т.к. при сжигании безвозвратно теряется ценное нефтяное сырье и ухудшается экологическая обстановка.

Также известен способ обработки ловушечной эмульсии, заключающийся в ее нагреве паром до 80-90^oC, последующей дозировке в нее 2-3 об.% деэмульгатора и одновременном смешивании с обычной промысловой нефтью в объемном соотношении 1: 1. После ее интенсивного перемешивания и отстоя в течение 6 ч 1-5% обработанной нефти откачивают в товарные резервуары (см. Позднышев Г.Н. "Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий". - М.: Недра, 1982. - с. 124-125).

Недостаток этого известного способа заключается в повышенном расходе деэмульгатора и низком выходе товарной нефти.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является способ подготовки ловушечной нефти из амбаров, прудов-накопителей или нефтеловушек, включающий ее забор насосом в отдельный сырьевой резервуар, из которого осуществляется дренаж воды и грязи. Затем ловушечная нефть (верхний слой) забирается из резервуара другим насосом, на прием которого одновременно подается растворитель-бензин в массовом соотношении 100 : 25-30 соответственно. Далее из этой смеси дренируется основная масса воды, а оставшаяся нефть подается на установку конечной подготовки нефти и обрабатывается совместно деэмульгатором без увеличения его расхода (см. Удовенко В.Г. и др. О подготовке ловушечных эмульсий//РНТС "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - N 6, с. 30-32).

Однако данный известный способ неэффективен при подготовке застарелых осмоленных эмульсий из-за их высокой обводненности и наличия большого количества промежуточного слоя, включающего асфальтены, смолы, мехпримеси, атмосферную пыль, частицы грунта, даже при повышенных расходах деэмульгатора.

Настоящее изобретение решает техническую задачу повышения эффективности подготовки застарелой амбарной нефти за счет снижения ее обводненности и количества образующегося промежуточного слоя, при одновременном сокращении расхода деэмульгатора.

Поставленная техническая задача достигается тем, что в известном способе подготовки амбарной нефти, включающем разжижение нефти углеводородным растворителем и введение деэмульгатора, новым является то, что после разжижения нефти углеводородным растворителем в образовавшуюся смесь амбарной нефти и углеводородного растворителя последовательно вводят промысловую нефть и полярный неэлектролит при объемном соотношении смесь : промысловая нефть : неэлектролит, равном 1 : (0,42-3,75) : (0,08-1,25), и нагревают до температуры 60-80^oC, а после введения деэмульгатора в смесь вводят щелочную добавку в количестве 0,02-0,2 об.% с последующим отстоем и отделением воды, при этом разжижение амбарной нефти углеводородным растворителем осуществляют до снижения вязкости нефти в пределах 100-700 мПа•с.

При этом в качестве полярного неэлектролита используют алифатические спирты фракции C₄-C₈ или продукты, содержащие их в своем составе не менее 50% по массе, а в качестве щелочной добавки используют гидроокись щелочного металла или моноэтаноламин.

При этом в качестве углеводородного растворителя используют доступные легкие углеводороды: смесь нефтепродуктов отработанных (СНО) по ГОСТ 21046-86; смола пиролизная гидрированная по ТУ 38.402-62-136-95; гексановая фракция (ГФ) по ТУ 38.10383-83; их смеси между собой и др.

В качестве полярного неэлектролита используют алифатические спирты фракции C₄-C₈ или продукты, содержащие их в своем составе не менее 50% по массе, например: бутиловый спирт по ГОСТ 5208-81; изобутиловый спирт по ГОСТ 9536-79; изоамиловый спирт по ГОСТ 5830-70; эфирная фракция производства бутиловых спиртов, 2-этилгексанола и 2-этилгексановой кислоты по ТУ 38-05767858-94 и др.

В качестве щелочной добавки используют едкий натр по ГОСТ 4328-77 в виде 20%-ного водного раствора или моноэтаноламин по ТУ 6-02-915-84 в объемной концентрации 0,02-0,2 об.%.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестен способ, включающий совокупность указанных выше признаков, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения.

Достижение поставленной цели изобретения, по нашему мнению, обеспечивается за счет прохождения следующих процессов:
- эффективного растворения полярных стабилизаторов амбарной нефти (асфальтенов и смол) в смеси углеводородного растворителя, полярного неэлектролита и щелочной добавки, которые вводятся последовательно в заявляемом соотношении;
- гидрофилизации бронирующего стабилизатора амбарной нефти (механических примесей) с его последующим переводом в водную фазу;
- более быстрого вытеснения в этих условиях стабилизаторов амбарной нефти молекулами деэмульгатора в объем нефти с последующим облегченным и практически полным отделением водной фазы.

Из существующего уровня техники нам неизвестно, что последовательность данных технологических приемов и используемых при этом реагентов обеспечивают в совокупности достижение указанной выше цели, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Заявляемый способ осуществляется следующим образом:
- производят разжижение амбарной нефти углеводородным растворителем до снижения вязкости нефти в пределах 100-700 мПа•с, например, путем подачи растворителя на прием насоса;
- в образовавшуюся смесь вводят промысловую нефть и полярный неэлектролит в объемном соотношении 1 : (0,42-3,75) : (0,08-1,25) соответственно;
- осуществляют нагрев смеси до температуры 60-80^oC;
- вводят деэмульгатор в традиционном количестве, а именно, 100-150 г/т;
- в смесь вводят щелочную добавку в количестве 0,02-0,2 об.%;
- производят отстой и отделение воды до остаточного содержания ее в нефти менее 1%.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример 1. В качестве амбарной нефти использовали амбарную эмульсию из амбаров Сюзьвинской нефтебазы, заполненных в 1943 году, со следующими свойствами:
обводненность - 56%,
содержание мехпримесей - 2%,
содержание асфальтенов - 37,6%,
содержание смол - 12,1%,
кислотное число - 9,7 мг КОН/г,
динамическая вязкость η=5066 мПа•с (при 23^oC).

Указанную амбарную нефть разбавляли углеводородным растворителем - смесью нефтепродуктов отработанных (CHO), при этом ее динамическая вязкость изменялась следующим образом:
Амбарная нефть, об.%: 90, 85, 80, 75.

CHO, об.%: 10, 15, 20, 25.

η, мПа•с: 2066, 672, 237, 81.

Для экспериментов был выбран состав, включающий 85% амбарной нефти и 15% CHO, который затем смешивали с промысловой нефтью Северокамского месторождения плотностью 833 кг/м³ и с эфирной фракцией в соотношении 1:0,5:0,17. Далее указанную смесь нагревали до 70-75^oC и одновременно в нее дозировали деэмульгатор - Дипроксамин 157-65М (по ТУ 38.40129928-80) в количестве 150 г/т, причем нагрев производили в течение 4 часов. Далее осуществляли отстой при комнатной температуре в течение 17 часов для отделения водной фазы.

Затем в ходе лабораторных испытаний производили определение в ней водосодержания (W_хол) путем центрифугирования отстоявшейся нефтяной фазы в течение 5 минут при 3000 об/мин, а также определяли количество промслоя и мехпримесей.

Остаточное водосодержание (W_ост) нефтяной эмульсии оценивали по методу Дина-Старка.

Аналогично были проведены опыты по осуществлению предлагаемого способа с использованием в качестве полярного неэлектролита - эфирной фракции и бутилового спирта, а в качестве щелочных добавок - 20%-ного водного раствора едкого натра и моноэтаноламина. Данные испытаний приведены в таблице.

Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый способ подготовки застарелой амбарной нефти позволяет практически полностью исключить содержание в остаточной нефти воды, мехпримесей и промслоя при обычном для практики расходе деэмульгатора. Это позволит в промысловых условиях получить дополнительную нефть из старой, осмолившейся эмульсии и одновременно способствует оздоровлению экологической обстановки на нефтепромыслах.

Изобретение относится к нефтеподготовке, в частности к обработке эмульсии застарелой амбарной нефти за счет снижения ее обводненности. Для разрушения эмульсии производят разжижение нефти углеводородным растворителем, далее в образовавшуюся смесь нефти и растворителя вводят промысловую нефть и полярный неэлектролит в объемном соотношении 1:(0,42-3,75):(0,08-1,25) соответственно и производят нагрев до температуры 60-80°С. После чего вводят в смесь деэмульгатор, а затем - щелочную добавку в количестве 0,02-0,2 об.% с последующим отстоем и отделением воды. При этом разжижение амбарной нефти углеводородным растворителем осуществляют до снижения вязкости нефти в пределах 100-700 мПа•c. Предпочтительно в качестве полярного неэлектролита применяют алифатические спирты C₄-С₅. В результате снижается обводненность амбарной нефти и количество образующегося промежуточного слоя при сокращении расхода деэмульгатора. 1 з.п.ф-лы, 1 табл.

1. Способ подготовки амбарной нефти, включающий разжижение этой нефти углеводородным растворителем и введение деэмульгатора, отличающийся тем, что после разжижения нефти углеводородным растворителем в образовавшуюся смесь амбарной нефти и углеводородного растворителя последовательно вводят промысловую нефть и полярный неэлектролит при объемном соотношении смеси: промысловая нефть : неэлектролит, равном 1 : (0,42 - 3,75) : (0,08 - 1,25), и нагревают до температуры 60 - 80^oC, а после введения деэмульгатора в смесь вводят щелочную добавку в количестве 0,02 - 0,2 об.% с последующим отстоем и отделением воды, при этом разжижение амбарной нефти углеводородным растворителем осуществляют до снижения вязкости нефти в пределах 100 - 700 мПа • с. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полярного неэлектролита используют алифатические спирты фракции С₄ - С₈ или продукты, содержащие их в своем составе не менее 50% по массе.