Способ обезвоживания высоковязкой опресненной нефтяной эмульсии Советский патент 1992 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим процессам обезвоживания высоковязкой нефтяной эмульсии на промыслах.

Известен способ обезвоживания зысо- ковязкой нефти, основанный на разрушении стойкой водонефтяной эмульсии путем нагрева, ввода реагента - деэмульгатора, теплой дренажной воды и последующего отстоя 1.

Способ недостаточно эффективен при обезвоживании высоковязкой опресненной эмульсии с повышенным содержанием механических примесей, например битумной, так как требует больших материапь- ных затрат вследствие высокой температуры нагрева, большого расхода дорогостоящего деэмульгатора и необходимости строительства нескольких ступеней обезвоживания.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ

обезвоживания высоковязкой опресненной нефтяной эмульсии путем ее нагрева, введения маслорастворенного деэмульгатора на основе блок-сополимера окисей этилена и пропилена и разбавителя, перемешивания и отстоя 2.

Недостатком способа является повышенное остаточное содержание воды в обезвоженной высоковязкой опресненной эмульсии с повышенным содержанием мех- примесей из-за малой скорости осаждения капель опресненной воды и накопления в технологических аппаратах стойких промежуточных слоев с высоким содержанием механических примесей.

Цель изобретения - снижение в нефти остаточного содержания воды.

Цель достлгается предлагаемым способом обезвоживания высоковязкой опресненной нефтяной эмульсии путем ее нагрева, введения маслорастворимого деэмульгатора на основе блок-сополимеҐ t

о

о

,и

l

pa окисей этилена и пропилена и разбавителя, перемешивания и отстоя.

Новым является то, что в нефть дополнительно вводят водорастворимый деэ- мульгатор на основе блок-сополимерз окисей этилена и пропилена и соленую воду при следующем соотношении вводимых компонентов, % от объема нефтяной эмульсии: ч

Водорастворимый

деэмулыатор0,02-0,03

Маслор астворимый

деэм ульгатор0,03-0,05

Разбавитель 30-50

Соленая вода10-15

Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности.

Высоковязкую опресненную эмульсию с повышенным содержанием механических примесей предварительно нагревают до 50°С, отстаивают в течение 4 ч и отделившуюся свободную воду направляют в систему очистки. Затем в предварительно обезволенную высоковязкую эмульсию одновременно вводят композицию, содержащую водорастворимый и маслорастворимый де- эмульгаторы, разбавитель и соленую воду, и смесь насосом транспортируют по технологическому трубопроводу в течение времени не менее 10 мин для создания массообмен- ных процессов перед ступенью обезвожи-. вания. Процесс отстоя эмульсии осуществляют в булитах-отстойниках при 80°С в течение 4 ч.

Совместное использование водорастворимого и маслорастворимого деэмулыа- торов позволяет получить синергетический эффект и соответственно снизить в нефти остаточное содержание воды и уменьшить расход деэмульгаторов. Для подтверждения проявления синергетического эффекта, -т.е. усиления деэмульгирующей способности смеси водорастворимых и маслораство- римых деэмульгаторов, замеряли поверхностное натяжение на границе раздела нефть-вода при подаче автономно каждого деэмульгатора, а затем смеси. Так поверхностное натяжение на границе нефть-вода без воздействия де- эмульгатором составляет 39 мН/м, после обработки водорастворимым деэмульга- тором - 21 мН/м, маслорастворимым деэ- мульгатором - 19 мН/м, а смесью деэмульгаторов - 16 мН/м. Расходы деэмульгаторов при замерах поверхностного натяжения составляли 300 г/т.

Для подтверждения эффективности предлагаемого способа были проведены лабораторные исследования. В модель отстойника с эмульсией природного битума

Мор до во-Кар малье к о го месторождения обводненностью 60%, вязкостью при 20°С 3500 мПа -с, плотностью 989 кг/м3, содержащей 0,21% механических примесей, после 5 нагрева и предварительного обезвоживания до остаточного содержания воды 36% вводили композицию согласно предлагаемому способу. При этом в качестве водорастворимого деэмульгатора использовали

0 Сепароль-25 и маслорастворимого - Дип- роксамин 157-65М, разбавителя - дистиллят, соленой воды - пластовую воду плотностью 1120 кг/м . Полученную смесь перемешивали в течение 10 мин на лабора5 торной качалке и отстаивали в течение 4 ч в водяной бане при 80°С. Затем после сброса воды определяли ее остаточное содержание. Результаты экспериментов приведены в таблице.

0 Как видно из таблицы, положительные результаты по остаточному содержанию воды до 0,5% получены при расходе разбавителя 30-50%, маслорастворимого деэмульгатора 0,03-0,05%, водораствори5 мого деэмульгатора 0,02-0,03%, соленой воды 10-15%. Дальнейшее увеличение расходов составляющих композиции не приводит к улучшению результатов. При этом накопления стойких промежуточных слоев

0 не наблюдалось.

При расходах разбавителя менее 30%, маслорастворимого деэмульгатора - 0,03%, водорастворимого деэмульгатора - 0,02% и соленой воды -10% остаточное содержание

5 воды в обезвоженной нефти составляет более 0,5%.

Технико-экономический эффект предлагаемого способа заключается в снижении в нефти остаточного содержания воды. В про0 тотипе 2 остаточное содержание воды в обезвоженном битуме 1,05-1,12%, что выше против требований ГОСТ 9956-65 (0,5) в 2 раза. По ГОСТ скидка за качество такой товарной нефти составляет 60 коп./т. По

5 предлагаемому способу содержание воды в товарной нефти составляет до 0,5%, что исключает указанную скидку. При производительности установки 100000 т/год экономический эффект от внедрения нового

0 способа составляет

Э 60 коп,/т 100000 т/год 60000 руб.

Формула изобретения 5 Способ обезвоживания высоковязкой опресненной нефтяной эмульсии путем ее нагрева, введения маслорастворимого деэмульгатора на основе блок-сополимера окисей этилена и пропилена и разбавителя,

перемешивания и отстоя, отличающий- с я тем, что, с целью снижения в нефти остаточного содержания воды, в нефть дополнительно вводят водорастворимый деэ- мульгатор на основе блок-сополимера окисей этилена и пропилена в соленую воду при следующем соотношении вводимых

компонентов, % от объема нефтяной эмульсии: водорастворимый деэмульгатор на основе блок-сополимераитокиссей этилена и пропилена - 0,02-0,03; маслорастворимый деэмульгатор на основе блок-сополимера окисей этилена и пропилена - 0,03-0,05; разбавитель - 30-50; соленая вода - 10-15.

Расход соленой воды 1

римечание,, 1„ Объем эмульсии во сех опытах 1 л

2„ Время перемешивания 10 мин 3« Время отстоя 4 ч k. Температура отстоя 80 С. 5. Содержание механических примесей в обезвоженной нефти составляет 0,05%.

Продолжение таблицы