Способ обезвоживания нефти с повышенным содержанием механических примесей Советский патент 1992 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к области подготовки нефти на промыслах, в частности к способам обезвоживания нефти с повышенным содержанием механических примесей.

Известен способ обезвоживания нефти, в котором с целью интенсификации процесса деэмульгатор вводят в виде 5-30%-ного водного раствора карбамида 3.

Недостатком способа является большое остаточное содержание воды в обезвоженной нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является .способ обезвоживания нефти, согласно которому для интенсификации разрушения промежуточного эмульсионного слоя в него вводят смачиватель СВ-102 (2-этилгексилсукцина- тосульфонат)4.

Способ является эффективным. Однако применяемый реагент является дорогим продуктом (2500 руб. за 1 т), его производство в нашей стране сильно ограничено. Кроме того, процесс является весьма длительным, а это ведет к большим материальным затратам. Удельный расход СВ-102 для получения обезвоженной нефти с содержанием воды не более 0,5% составляет 6-8 кг/т промежуточного эмульсионного слоя.

Цель изобретения - ускорение процесса.

Цель достигается предлагаемым способом обезвоживания нефти с повышенным содержанием механических примесей путем обработки ее деэмульгатором при нагревании и перемешивании с последующим отстоем, с введением в образующийся при отстое промежуточный эмульсионный слой водного раствора реагента.

Новым является то, что в качестве реагента используют карбамид в количестве 5- 6 кг на 1 м3 промежуточного слоя.

Исследования эффективности предлагаемого способа проводили в лабораторных условиях. Обработке подвергали промыслесл

с

о о о

вую эмульсию месторождения Каражанбас (Казахская ССР), добывающую с применением термических методов (внутрипласто- вое влажное горение - ВВГ и паротепловое воздействие - ПТВ).

Обрабатываемая эмульсия характеризовалась вязкостью 1764 сП и плотностью 956 кг/м3 при 20°С, содержала связанной воды в нефти 32%, механических примесей 0,85%., смол 32,5%, асфальтенов 4,9%, парафина 1,4%, плотность пластовой воды 1009 кг/м .

Исследования проводили следующим образом.

В пробу эмульсии объемом 200 мл вводили деэмульгатор дисолван 4411 в количестве 300 г/т нефти и перемешивали в стеклянной бутыли в течение 30 мин на лабораторной мешалке с возвратно-поступа- тельным движением, создавая турбулентный режим движения эмульсии с деэмульгатором (имитировался режим движения эмульсии в трубопроводе). После перемешивания пробу эмульсии переливали в стеклянный отстойник и поставили в водяную баню на отстой при 80°С. После отстоя в течение 2 ч эмульсия разделилась на воду в нижней, нефть в верхней и промежуточный слой коричнево-бурого цвета в средней зоне отстойника. На аппарате Дина-Старка определили остаточное содержание воды в. обезвоженной нефти, которое составило 5%. В промежуточном слое определили содержание воды и механических примесей, которые соответственно составили 76,6 и 5,4%. Затем пробу эмульсии поставили на отстой в течение 1 сут. При этом остаточное содержание воды в нефти снизилось до 4,5%, а содержание воды и механических примесей в промежуточном слое увеличилось и соответственно составило 79,8% и 8,1 %, т.е. в промежуточном слое концентрация механических примесей и мелких глобул воды повысилась. В последующем пробу эмульсии поставили на отстой в течение одной недели. При этом содержание воды в обезвоженной нефти снизилось до 2,8%, а содержание воды и механических примесей в промежуточном слое увеличилось соответственно до 82 и 13,1%. Это свидетельствовало о постепенном повышении концентрации механических примесей и глобул воды в промежуточном слое и его стойкости к разрушению.

С целью разрушения промежуточного слоя по всему его объему равномерно-рас- л, пределенно ввели водный раствор карбамида (удельный расход карбамида составил 5 кг на 1 м обрабатываемого промежуточного слоя). После ввода раствора карбамида механические примеси интенсивно выделялись из объема промежуточного слоя в водную зону отстойника. Глобулы воды, освободившись от обволокивающих их ме- ханических примесей, также получили возможность легко перейти из промежуточного слоя в объем свободной воды, который заметно увеличился, а промежуточный слой коричнево-бурого цвета визуально исчез.

0 Через 1 ч отстоя нефти после введения водного раствора карбамида в промежуточный слой из отстойника была отобрана проба нефти для определения остаточного содержания воды. Анализ показал, что в обезво5 женной нефти остаточное содержание воды составило 0,48%, т.е. было достигнуто получение глубоко обезвоженной нефти. В промежуточном слое содержание механических примесей снизилось до 0,17% и воды 1,4%.

0 При расходе карбамида менее 5 кг остаточное содержание воды в нефти больше (0,9-1,3 %), а при расходе более 6 кг остаточное содержание воды в нефти существенно не снижается (0,41%). Водный раствор кар5 бамида любой концентрации необходимо вводить в промежуточный слой ударной дозой в течение 60 мин в неделю один раз. Раствор карбамида можно вводить и постоянно в промежуточный слой, но это эконо0 мически невыгодно, гак как увеличивается общий расход карбамида.

Применение предлагаемого способа позволяет:

интенсифицировать процесс выделения

5 механических примесей из промежуточного слоя, стабилизирующих нефтяную эмульсию;

эффективно разрушать стойкие промежуточные слои, стабилизированные меха0 ническими примесями, образующими в отстойных аппаратах;

интенсифицировать процесс отделения воды от нефти;

снизить удельный расход реагента с

5 6-8 кг/т (прототип) до 5-6 кг/т (предлагаемый) и получить глубоко обезвоженную нефть с содержанием остаточной воды не более 0,5%.

Формула изобретения

0 Способ обезвоживания нефти с повышенным содержанием механических примесей путем обработки ее деэмульгатором при нагревании и перемешивании с последующим отстоем, с введением в образую5 щийся при отстое промежуточный эмульсионный слой водного раствора реагента, отличающийся тем, что, с целью ускорения процесса, в качестве реагента используют карбамид в количестве 5-6 кг на 1 м промежуточного слоя.

Сущность изобретения: сырую нефть обрабатывают деэмульгатором, нагревают, перемешивают и направляют на отстой. Для ускорения разрушения образующегося при отстое промежуточного эмульсионного слоя в него вводят водный раствор карбамида в количестве 5-6 кг на 1 слоя. м промежуточного