Способ обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти Советский патент 1992 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к способам подготовки нефти на промыслах, в частности обезвоживания и обессолива ния высоковязких нефтей с повышенным содержанием механических примесей,

Высоковязкую нефть добьгоают термическими методами,получая чрезвычайно стойкую к разрушению эмульсию с- высокой вязкостью (до 5000 сСт при 20°С) и плотностью (до 980 кг/м ), высоким содержанием различных механических примесей (до 14,7% по отдельным скважинам) и стойкой пенистостью. Высокая, стойкость эмульсии к разру-

шению обусловлена также тем, что во всем объеме нефти механические примеси находятся в виде микрочастиц размерами 1 - 1000 мкм. Связанная пластовая вода находится в чрезвычайно диспергированном состоянии (размер частиц 1-10 мкм)„ Механические примеси и высокая вязкость существенно препятствуют доступу деэмульгатора к поверхности бронирующих оболочек на каплях пластовой воды, их слиянию, укрупнению и гравитационному осаждению в отстойных аппаратах

Физико-химические и реологические свойства продукции скважин при добыче

СЛ

оо ю

4

термическими методами (внутриплзетовое горение или паротепловое воздействие на пласты) изменяются непредсказуемо и скачкообразно во времени

Известны способы разрушения промыс- ловых нефтяных эмульсий, добываемых обычными методами (фонтан, электропогружные насосы, станки-качалки) с иене фти) , что ведет к значительным материальным затратам

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти, который предусматривает обработку нефти деэмульгатором на стадии предварительного сброса плас- пластовой воды, а также на стадии окончательного обезвоживания и обес-

пользованием водорастворимых и масло- JQ соливания.

«растворимых реагентов-деэмульсаторов в отдельности или в комплексе друг с другом, или в сочетании с различными растворителями о

Недостатком известных способов для обработки высоковязкой нефти с повышенным содержанием механических примесей, в частности, добываемой термическими методами , является то, что при использовании известных деэмульгато- ров; как в отдельности, так и в комп- друг с ДРУГОМ в различных соот- нодёниях, не достигается эффективного раз-рушения эмульсии, глубокого обезвоживания и обессоливания нефти Меха- нические примеси из нефтяной фазы не вымываются и не переводятся в.водную

фазу,

а накапливаются на границе раз30

35

дела фаз о В отстойниках образуются плотные промежуточные- эмульсионные слои, существенно препятствующие гравитационному отделению воды из объема нефтяной эмульсии. Остаточное содержание воды в товарной нефти составляет более 1,0 %, солей - более 900 мг/л, т„е„ товарная нефть имеет низкое ка- :чествос.

Известен способ обезвоживания и обессоливания стойкой нефтяной эмульсии, добываемой методом внутрипласто- 10 вого горения, путем обработки ее неионо- генным деэмульгатором, в качестве которого используют водорастворимый дёэмульгатор - (дисолван 4411) на основе блок-сополимера окисей этилена 45 и пропилена, и анионогенным деэмульга- тором, в качестве которого используют водорастворимый дёэмульгатор СБ-102 - на основе натрий бис-(2-этилгексил) сукцинатосульфоната, взятых при мае- 50 совом соотношении 1:(1,5-3).

Известный способ используется только при подготовке нефти. В товарной

Исследования процесс ния и обессоливания выс нефти с повышенным соде нических примесей прово естественных условий на варительного сброса пла технологических парамет окончательного обезвожи соливания нефти при раз ных расходах анионогенн ля СВ-102 и неионогенно

нефти содержится воды 0,06-0,05% и со-

лей 40 - 100 мг/л. Однако для осушест- ,5 . вления способа требуется значительный расход анионогенного водорастворимого деэмульгатора СВ-102 (250-400 г/т

С учетом свойств эти ров используют их разли тельный эффект воздейст ную эмульсию с повышенны

0

5

0 5 0

Однако при осуществлении этой технологии с использованием известных деэмульгаторов требуется их большой расход,.

Цель изобретения - снижение расхо- да деэмульсатора.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти с повышенным содержанием механических примесей путем, обработки ее деэмульгато ром на стадии предварительного сброса пластовой воды и на стадии окончательного обезвоживания и обессоливания нефти, в качестве деэмульгатрра на стадии предварительного сброса пластовой воды используют смесь анионогенного смачивателя GB-102 на основе натрий бис-(2-этилгексил)сукцинатосуль-

фоната и неионогенного маслораствори- ; мого деэмульгатора, взятьрс в массовом соотношении 1: (1,25-2,5), а на стадии окончательного обезвоживания и обессо- ливания нефти в качестве деэмульгатора используют смесь этих же реагентов, взятых в массовом соотношении (1,25- 2,5):1„

Смачиватель СВ-102 представляет собой 50%-ный раствор в воде натрий бие-(2-этилгексил)сукцинатосульфоната

СН,(СН,),СН (qH,)CHtOOCCH,Cfl { )СООСНгСН (CpJ (СИ,), -СН,

Исследования процессов обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти с повышенным содержанием механических примесей проводят с учетом естественных условий на стадии предварительного сброса пластовой воды и технологических параметров на стадии окончательного обезвоживания и обес- соливания нефти при различных удельных расходах анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного маслораст Т0™ ™™0 :.

С учетом свойств этих деэмульгато- ров используют их различный положительный эффект воздействия на нефтяную эмульсию с повышенным содержанием

механических примесей при соответствующих расходных соотношениях. В связи с хорошей растворимостью смачивателя СВ-102 в воде при нормальных температурных условиях целесообразно использовать его на стадии предваритединого сброса пластовой воды для вымывания основного количества механичес ких примесей при значительно меньших удельных расходах, чем удельные расходы неиногенного маслорастворимого де эмульгатора, В связи с хорошей растворимостью смачивателя СВ-102 в нефти только при температуре не ниже 70°С целесообразно использовать его при подготовке нефти при значительно больших удельных расходах, чем удельный расход неиногенного маслорастворимого деэмульгатора, для вымывания механи- ческих примесей с поверхности оставшихся в нефти мелких капель пластовой воды.

Испытания способа проводят в про- мысловых условиях при обработке эмуль сии высоковязкой нефти с повышенным содержанием механических примесей, добытой методом внутрипластового горения. Продукция скважин при исследованиях имеет следующие параметры

Содержание воды

в нефти, мае.% 65,0

Плотность нефти

..

при 20°С, кг/м7960

Вязкость нефти при 20°С, сПз993

Содержание мех- примесей, масо%1,45 Содержание сульфида железа, мг/л 200,8 Содержание парафина, масо% 3,5 Содержание серы, мас.% 3,5 Содержание с елико- гелевых смол,мае„% 14 Содержание сернокислых смол, мае о % 50 Содержание асфальте нов, мас.%5,2 Зольность,мае„% 0,038

В трубопровод системы сбора продук-55 ции скважин на дожимной насосной стан ции перед отстойниками для предварительного сброса пластовой воды вводят

0 ;

5

0

5

0

5

анионогенный деэмульгатор - водорастворимый смачиватель СВ-102, и неионо- генный маслорастворимый деэмульгатор - дисолван-4490, при различных соотношениях автономными дозировочными насосами. Время отстоя нефти в отстойниках около 2 чо

Результатыиспытаний способа (композиции реагентов) приведены в табл,1„

Из табло 1 видно, что эффективное разрушение эмульсии и отделение воды от нефти в отстойниках предварительного сброса пластовой воды в системе сбора продукции скважин без нагрева (10°С) происходит при массовых соотношениях анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора лдисолван-4490)1: :(1,25-2,5), т „ е о при удельных расходных: соотношениях 80:(100-200) г/т нефти о Остаточное содержание воды в нефти составляет не более 10%„

Использование анионогенного смачивателя СВ-102 или неионогенного масло- растворимого деэмульгатора- дисол- ван-4490, в отдельности не обеспечивает эффективного разрушения эмульсии и отделения воды от нефти 0

Результаты сравнительных испытаний композиции реагентов, состоящей из анионогенного смачивателя СВ-102 -и водорастворимого неионогенного деэмульгатора - дисолван-4411, в различных расходных соотношениях в системе сбора продукции скважин на стадии предварительного сброса пластовой воды приведены в табл„ 2.

Из табл. 2 видно, что при расходных соотношениях анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного водорастворимого деэмульгатора - (дисол- ван-4411) 1:3,75, т.е при удельных расходах 80:300 г/т нефти в системе сбора продукции скважин при 10°С не обеспечивается эффективного.разрушения эмульсии. Остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти составляет 19,2%о

Результаты исследования по разрушению высоковязкой нефтяной эмульсии с повышенным содержанием механических примесей на стадии предварительного сброса пластовой воды при использовании различных водорастворимых и мае- лораетворимых деэмульгаторов, а также растворителей и смачивателей и их композиций приведены в табл. 3.

Многие из деэмульгаторов не обладают; необходимыми свойствами эффективного вымывания механических примесей из

-нефтяной фазы в водную при обработке высоковязких нефтяных эмульсий с новы- 5 щенным содержанием механических примесей о Некоторые деэмуяъгатрры (дисол- ван-4411 и дисолвант-4490) в комплексе с соляной кислотой более эффективно .

разрушают эмульсию при их удельных .. расходах 300 г/т и 0,,, Однако из- за высокой коррозионной активности соляной кислоты эту композицию нежелательно использовать на практике. ,5

Для исследований процесса глубокого обезвоживания и обессоливания нефти при подготовке нефти предварительно обезвоживают нефть в системе сбора продукции скважин, обеспечивая оста- 20 точное содержание воды в нефти не более 10% при удельных расходных соотношениях анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного маслораствори мого деэмульгатора (дисолван-4490) 25 1г1,:25. . ... . . . . . : .. ; . . ...

Нефть с содержанием воды 10% до полнйтельно обрабатывают анионогён- ным смачивателем СВ-102 и неионогенвателя СВМ02 и маслорастворимого деэмульгатора - дисолвана 4490 (t,25- 2,5):1.

Наиболее экономичными являются рас ходы анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного деэмульгатора - ди- conBaH 4490o

Результаты исследования глубокого обезвоживания и обессоливания нефти с повышенным содержанием механических примесей на установке подготовки нефти с использованием других водораство римых и маслорастворимых деэмульгаторов, а также смачивателей и их композиций приведены в табл. 5„

Из табл. 5 видно, что, известные деэмульгаторы и моющие средства высоковязкую нефть с повышенным содержанием механических примесей обрабатывают неэффективно. В товарной нефти большое остаточное содержание воды и солей Поэтому эти реагенты не могут бытЬ рекомендованы для подготовки нефтей с подобными физико-химическими и реологическими свойствами.

Таким образом, по результатам ис следований видно, что наиболее эффекным маслорастворимым деэмульгатором - 30 тивным для подготовки вьюоковязкой

дисолйан 4490, взятых при различных

массовых расходных соотношениях. Де-

эмульгаторы в поток предварительно

обезвоженной нефти вводят автономными

дозировочными насосами перед отстой- 35

никами ступени глубокого обезвоживания нефти. Время отстоя нефти в отстойниках около 2 ч„ Температура процесса 80°С. Обезвоженную нефть из этих отстойников вместе с введенной 40 пресной промывочной водой в количестве 5% с температурой 40 С вводят в отстойники ступени обессоливания, где при времени отстоя около 2 ч отделяют воду и соли от нефти ,45 воживание и обессоливание этой нефти

Результаты глубокого обезвоживания и обессоливания нефти приведены в

нефти с повышенным содержанием механи ческих примесей является способ с ис пользованием анионогенного деэмульгатора (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульга- тора (дисолван-4490) для предварител ного сброса пластовой воды в системе сбора продукции.скважин при удельных расходах 80 и 10.0 - 200 г/т нефти соответственно, т,е. при массовых соотношениях 1:(1,25-2,5) соответственно |При этом остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти не более 10%, Наиболее глубокое обезна установке достигается при использо вании анионогенного деэмульгатора . (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора (ди- 10 солван-4490) при удельных расходах 30-100 и 20-40 г/т нефти соответстве но, т.е. при массовых соотношениях (1,25-2,5):1 о

табл. 4.

Из табло 4 видно,что наиболее глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на установке достигается при массовых расходных соотношениях смачи-

вателя СВМ02 и маслорастворимого деэмульгатора - дисолвана 4490 (t,25- 2,5):1.

Наиболее экономичными являются расходы анионогенного смачивателя СВ-102 и неионогенного деэмульгатора - ди- conBaH 4490o

Результаты исследования глубокого обезвоживания и обессоливания нефти с повышенным содержанием механических примесей на установке подготовки нефти с использованием других водораство римых и маслорастворимых деэмульгаторов, а также смачивателей и их композиций приведены в табл. 5„

Из табл. 5 видно, что, известные деэмульгаторы и моющие средства высоковязкую нефть с повышенным содержанием механических примесей обрабатывают неэффективно. В товарной нефти большое остаточное содержание воды и солей Поэтому эти реагенты не могут бытЬ рекомендованы для подготовки нефтей с подобными физико-химическими и реологическими свойствами.

Таким образом, по результатам ис следований видно, что наиболее эффеквоживание и обессоливание этой нефти

нефти с повышенным содержанием механических примесей является способ с ис пользованием анионогенного деэмульгатора (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульга- тора (дисолван-4490) для предварительного сброса пластовой воды в системе сбора продукции.скважин при удельных расходах 80 и 10.0 - 200 г/т нефти соответственно, т,е. при массовых соотношениях 1:(1,25-2,5) соответственно, |При этом остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти не более 10%, Наиболее глубокое обезна установке достигается при использовании анионогенного деэмульгатора . (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора (ди- солван-4490) при удельных расходах 30-100 и 20-40 г/т нефти соответственно, т.е. при массовых соотношениях (1,25-2,5):1 о

Примечание. Содержание воды в эмульсия

65 йарсД, температура процесса 10°С,

Т а б л и ц а 1

11

П риме ч а ни е. Содержание воды в эмульсии

65 мас.%, температура процесса 10 С.

Jl .. .

Таблица 3

Сепароль 25

Сепароль 29

1715824

Т а б л и ц а 2

12

100 300 500 000 100 300 500

48,0 41,1 35,6 29,7 48,3 42,5 36,0

13

Примечание о Содержание воды в нефти 65 мас.%, температура процесса 10°С.

: -1715824

... .

Продолжение табл.3

14

ме ч а ни е.

Содержание воды в предварительно обезвоженной нефти и -1.0 мае. %, температура : процесса 80°С„

Таблица 5

25

29

50 100 200

50 100 200

5680 4365 3236 5131 4128 3637

Продолжение табл. 5

П р и м е ч а ни е„ Содержание воды в предварительно обез-/ воженной нефти 10 мае.%, температура процесса 80вС„