СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ Российский патент 2007 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к способу подготовки нефти с повышенным содержанием механических примесей и может быть использовано в процессах подготовки нефти на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти, когда в предварительно обработанную деэмульгатором нефть вводят раствор полиакриламида (а.с. №445681, М.Кл. C 10 G 33/04).

К недостаткам известного способа относится то, что применение полиакриламида при обессоливании нефти улучшает процесс в том случае, если получена достаточная глубина обезвоживания на I ступени. При введении в нефть деэмульгатора происходит процесс его адсорбционного связывания на частицах механических примесей, а затем, если в системе имеется избыток данного реагента, идет процесс разрушения водонефтяной эмульсии, что обусловливает повышенный расход деэмульгатора.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти путем введения в нее смеси деэмульгаторов неионогенного и анионогенного типов, в качестве которых использованы ОП-10 и сульфонол или сульфонаты в соотношении 1:1 (а.с. №170602, М.Кл. C 10 G 33/04).

Недостатком данного способа является то, что реагенты в эмульсию вводятся вместе, что достаточно эффективно только для обработки обычных эмульсионных нефтей. При совместной дозировке анионогенных и неионогенных деэмульгаторов в эмульсионные нефти, содержащие повышенное количество механических примесей, улучшения процесса деэмульсации не происходит, поскольку неионогенные деэмульгаторы, обладая более поверхностно-активными свойствами, чем ионогенные (анионогенные), адсорбируются на развитой поверхности частиц механических примесей в первую очередь. Оставшиеся в объеме нефти молекулы ионогенных деэмульгаторов обладают, как известно, слабыми деэмульгирующими свойствами.

Цель - повышение эффективности способа путем снижения расхода неионогенного деэмульгатора и повышения эффективности процесса.

Поставленная цель достигается тем, что предварительно ионогенным деэмульгатором снижают межфазное натяжение дисперсной среды на границе раздела с водой до значений, соответствующих межфазному натяжению этой нефти без механических примесей, обработанной неионогенным деэмульгатором, и только затем осуществляют обработку нефти неионогенным деэмульгатором.

При введении в эмульсионную нефть до подачи неионогенного реагента-деэмульгатора определенного количества ионогенного деэмульгатора происходит адсорбция его молекул на активных центрах дисперсных частиц, т.е. блокировка этих центров, что обеспечивает существование неионогенного деэмульгатора в активном состоянии. Начало введения неионогенного реагента-деэмульгатора оценивается по характеру изменения межфазного натяжения системы нефть-вода.

Деэмульгаторы - полярные вещества, способные адсорбироваться на поверхности раздела и понижать поверхностное натяжение в зависимости от физико-химических свойств поверхности раздела. В данном случае поверхность раздела между нефтью и водой. Свойства этой поверхности раздела обусловлены содержанием высокомолекулярных компонентов, асфальтенов, механических примесей, способных адсорбировать на своей развитой поверхности реагент-деэмульгатор любого типа (ПАВ). Величина поверхностного натяжения на границе с водой будет обусловлена содержанием адсорбированных реагентов-деэмульгаторов на поверхности раздела и оставшегося в свободном (не связанном) состоянии после его адсорбции на дисперсии в объеме нефтяной фазы, в том числе и механических примесях.

По величине поверхностного натяжения нефти на границе с водой можно определить, какое количество ионогенного реагента-деэмульгатора необходимо ввести в объем нефти для блокирования центров адсорбции. Пока не произойдет полного блокирования центров адсорбции, поверхностное натяжение не будет снижаться по сравнению с исходным, определенным до введения в нефть деэмульгатора или будет снижаться незначительно.

При введении неионогенного деэмульгатора в очищенную нефть, например, центрифугированием поверхностное натяжение на границе с водой резко снижается при значительно меньших его концентрациях, т.к. в данном случае деэмульгатор поступает только на границу раздела фаз. Оптимальная концентрация неионогенного деэмульгатора для подготовки нефти без содержания механических примесей подбирается методом теплохимии по выделению 30% эмульгированной воды на ступени обезвоживания.

Как осуществляется предлагаемый способ показано в следующем примере.

Пример. Проба эмульсионной ловушечной нефти Сергеевского месторождения, содержащая 25% воды, плотностью 1150 кг/м³, общее содержание хлористых солей 33600 мг/л, механических примесей 0,5%.

Определяли поверхностное натяжение системы нефть/вода при дозировке дисольвана 4411 в сергеевскую нефть, не содержащую механических примесей, обеспечивающей 30% выделение воды при 60°С из данной эмульсии, (в пределах 50 г/т). Межфазное натяжение системы нефть-вода снижалось с 31,0 мН/м до 20,2 мН/м.

Определяли поверхностное натяжение системы нефть-вода, при этой же дозировке 4411 в сергеевскую нефть, содержащую 0,5% механических примесей. При наличии в нефти 0,5% механических примесей, предоставленных коллоидными частицами глины, указанная дозировка деэмульгатора вызывала снижение межфазного натяжения системы с 31,0 мН/м только лишь до 30,3 мН/м. Поверхностное натяжение в нефти в обоих случаях определяли после выдерживания нефти с дозировочным деэмульгатором в течение 30 минут для достижения адсорбционного равновесия и после центрифугирования.

Для того, чтобы обеспечить в сергеевской нефти, содержащей 0,5% механических примесей, состояние деэмульгатора 4411 при его удельном расходе 50 г/т в активной форме, предварительно вводили сульфонол в количествах, пока межфазное натяжение системы нефть-вода не снизится до значений, близких 20,0 мН/м, т.е. тех значений, которые имеет сергеевская нефть, не содержащая механических примесей при дозировании в нее 50,0 г/т дисолвана 4411. В таблице 1 приведены результаты для сергеевской нефти, содержащей 0,5% механических примесей при введении в нее сульфонола в пределах до 100 г/т.

После этого проба эмульсионной нефти Сергеевского месторождения подвергалась двухступенчатой термохимической обработке: обезвоживанию и обессоливанию.

1. Обработку эмульсии предлагаемым способом осуществляли следующим образом. Тщательно перемешанная проба эмульсии разливалась партиями по 200 мл в нумерованные делительные воронки на 500 мл, которые затем помещались в термостат для нагревания эмульсии до температуры 60°С.

После чего в каждую из проб эмульсионной нефти для блокирования активных адсорбционных центров на частицах механических примесей вводился ионогенный деэмульгатор, в данном случае сульфонол в виде 1%-ного водного раствора в количестве 2 мл, что соответствовало его удельному расходу 100 г/т. Пробы эмульсии с введенным в них сульфонолом тщательно перемешивались и выдерживались для достижения адсорбционного равновесия в течение 30 мин. Затем в каждую из проб дозировалось в виде 1% водного раствора заданное количество неионогенного реагента-деэмульгатора типа дисолвана 4411 в интервале удельных расходов от 0 до 1000 г/т. После чего системы вновь перемешивались и ставились на отстой при t=60°C в течение 2 часов.

Таблица 1
Поверхностно-активные свойства молекул реагента-деэмульгатора типа дисолван 4411 из нефтяной фазы сергеевской нефти, содержащей 0,5% механических примесей, после обработки сульфоноломКоличество деэмульгатора 4411, вводимого в нефть, г/тМежфазное натяжение мН/м сергеевской нефти, не содержащей мех. примесей на границе с водойМежфазное натяжение мН/м сергеевской нефти, содержащей 0,5% мех. примесей на границе с водойКонцентрация сульфонола, г/т02550100031,031,030,028,020,55020,230,229,025,013,710010,529,028,022,08,21508,528,025,020,07,52007,625,023,018,56,0

Для каждой пробы замерялось количество отделившейся воды. На этом стадия обезвоживания заканчивалась. Свободно выделившаяся пластовая вода из каждой воронки удалялась, а вместо нее для осуществления процесса обессоливания в систему вводилось 20 мл пресной воды. После интенсивного встряхивания в течение 5 минут пробы ставились на отстой при t=60°C в течение 2 часов. После расслоения системы отделившаяся промывочная вода удалялась, а обезвоженная и обессоленная нефть после тщательного перемешивания подвергалась анализу на остаточное содержание воды и остаточное содержание хлористых солей.

Обработку эмульсии согласно авт. свид. 170602 осуществляли при аналогичных условиях: брали в чистые сухие нумерованные делительные воронки на 500 мл по 200 мл эмульсии. Эмульсии перед дозированием смеси деэмульгаторов нагревались в термостате до 60°С. В качестве смеси деэмульгаторов брались сульфонол (анионоактивный ПАВ) и дисольван 4411 (неионогенный ПАВ) в соотношении 1:1 по весу. Количество введенных деэмульгаторов в систему варьировалось в пределах от 0 до 500 г/т каждого. Смесь деэмульгаторов вводилась в виде 1% водного раствора. Затем после тщательного перемешивания и отстаивания системы при t=60°C в течение 2-х часов в каждой делительной воронке замерялось количество выделившейся пластовой воды. После удаления воды каждая из проб подвергалась обессоливанию путем ее смешения с 20 мл пресной воды. Обработанная нефть после отделения промывочной воды анализировалась на остаточное содержание воды и глубину обессоливания от хлористых солей.

Результаты обработки нефти приведены в таблице 2.

Таблица 2
Результаты обезвоживания и обессоливания эмульсионной нефти сергеевского месторождения различными способами (при t=60°С, количество промывочной воды - 10%, времени отстаивания - 2 часа)Способ обезвоживания и обессоливанияРасход реагентов, г/тКоличество остаточной воды на ступени обезвоживания, %Остаточное содержаниеионогенногонеионогенного (дисолван 4411)сульфонолПААводыхлористых солей1234567Предлагаемый100-010030,030600 100-507615,014700 100-100605,03200 100-150363,5600 100-200181,0250 100-2500,00,295 100-3000,00,280Предлагаемый способ по а.с. 445681-3001003531000 -3001003531000 -3050802525100 -301007222,518300 -301506017,513100 -30200458,918500 -30250403,93640 -30300362,01270Предлагаемый способ по а.с. 17060250-501002525400 100-1008017,319300 200-200728,710700 300-300454,53320 500-500171,4790 1000-1000110,7230Базовый--0,01003531400 --508027,529100 --1007217,519700 --15060-- --200558,911000 --250505,24640 --300444,53040 --350363,22850 --800322,01200 --1000322,01200

Отличительная особенность обработки эмульсионной нефти согласно способу по авт. свид. 445681 состояла в том, что после термохимического обезвоживания проб эмульсии при дозировании в каждую из них определенного количества неионогенного реагента-деэмульгатора дисолвана 4411 в виде 1% водного раствора обессоливание предварительно обезвожинной нефти осуществляли пресной водой (20 мл) с одновременной добавкой 1,2 мл 0,5% водного раствора полиакриламида, что соответствовало его удельному расходу 30 г/т.

Сопоставительный анализ способов показывает, что в предлагаемом способе при расходах ионогенного деэмульгатора 100 г/т и неионогенного деэмульгатора 250-350 г/т достигается качество товарной нефти в пределах 1 группы ГОСТа 9965-76 (остаточное содержание воды не более 0,5%,хлористых солей в пределах 100 г/т).

По способу авт. свид. 455681 при расходах неионогенного деэмульгатора 300 г/т и ПАА - 30 г/т глубина обессоливания соответствует 111 группе качества нефти по ГОСТ 9965-76 (воды 2%, солей - 1270 мг/л).

При обработке теми же реагентами по способу согласно авт. свид. 170602 удается получить нефть лишь по II и III группам качества при значительных увеличениях суммарных расходов реагентов неионогенных и анионогенных по сравнению с расходами их в предлагаемом способе (расходы реагентов по 300 г/т, остаточное содержание воды 1,5%, солей 3320 мг/л).

Предлагаемый способ позволяет снизить расход дорогостоящих деэмульгаторов неионогенного типа в 3 раза в сравнении с базовым (т.е. при обработке одним неионогенным деэмульгатором) и получить товарную нефть более высокого качества по остаточному содержанию воды и хлористых солей.

Изобретение относится к способу подготовки нефти с повышенным содержанием механических примесей и может быть использовано в процессах подготовки нефти на промыслах. Способ осуществляют путем предварительного снижения межфазного натяжения дисперсной среды на границе раздела с водой до значений, соответствующих межфазному натяжению этой нефти без механических примесей, обработанной неионогенным деэмульгатором, обработкой ионогенным деэмульгатором и только затем осуществляют обработку нефти неионогенным деэмульгатором. Изобретение способствует повышению эффективности способа путем снижения расхода неионогенного деэмульгатора и повышения эффективности процесса. 2 табл.

Способ подготовки нефти с повышенным содержанием механических примесей, включающий обработку ее ионогенным и неионогенным деэмульгаторами, отличающийся тем, что предварительно ионогенным деэмульгатором снижают межфазное натяжение дисперсной среды на границе раздела с водой до значений, соответствующих межфазному натяжению этой нефти без механических примесей, обработанной неионогенным деэмульгатором, и только затем осуществляют обработку нефти неионогенным деэмульгатором.