Способ обезвоживания и обессоливания нефти Советский патент 1981 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использо вано для обезвоживания и обессоливания нефти при ее подготовке к переработке. Существующие способы обезвоживани и обессоливания нефти с применением преимущественно импортных поверхнос но-активных веществ не предусматривают регенерацию реагента-деэмульга тора для многократного его использования в процессе подготовки нефти Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти, где в качестве деэмульгатора используют дисолван4411 и.сепарол-25, причем с целью снижения расхода деэмульгатора и повышения эффективности процесса, в предварительно обработанную деэмуль гаторомнефть вводят раствор полиакриламида 1, Однако удельный расход дисолвана 4411 в зимне-весенний период велик и составляет 100 г н-а тонну подгото ленной нефти. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обезвоживания и обессоливани нефти путем обработки на 1-ной стадии дренажной- воды в присутствии поверхностно-активного вещества, например, диссольвана 184 г/т, и отстря при SO-SS C, отделения частично обезвоженной нефти, нагрева ее и смешения с пресной водой с подачей в каплеобразователь и отстойник с отделением обезвоженной нефти, обработки последней на второй стадии пресной водой в присутствии поверхностно-активного вещества, например диссольвана, с последующей обработкой в каплеобразователе и отстоем при 40-55 С с отделением обессоленной нефти 2. Недостатком способа является большой расход деэмульгатора, связанный с невозможностью его регенерё|ции, поскольку используемые маслорастворимые деэмульгаторы уносятся с нефтью. Цель изобретения - сокращение расхода деэмульгатора за счет его регенерации и возвращения в процесс. Поставленная цель достигается тем, что обезвоживание и обессоливание нефти производят путем обработки ее на первой стадии дренажной водой, содержащей диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции в количестве 0,1-0,5 вес.% с последующим отстоем при 60-70°С, отделением обезвоженнойнефти, обработки ее пресной водой, содержащей диэтаноламид кислот декан-гексановой фракции в количестве 0,05-0,1 вес.%, с после дующим отстоем при 50-60°С и отделением обессоленной нефти. Используемый диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции раство рим в воде. При подкислении его соляной кислотой он образует жидкий нерастворимый в воде хлористоврдородный комплекс состава R-CO-NH (Ск Нд. ОН „ ) СС, где R-Cg Н д -С.,5- Н 3 с плотностью 0,98 г/см, всплывающи на поверхность дренажной воды и лег отделяемый при отстое. Нейтрализаци полученного комплекса щелочью приво дит к его разрушению и позволяет регенерировать диэтаноламид. Диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции является эффектив ным эмульгатором для получения эмул сий типа масло в воде (или не . нефть в воде ). При вводе неболь шими порциями обводненной нефти в пластовую воду, содержащую 0,1-0,5% диэтаноламида, и интенсивном переме шивании достигается постепенное эмульгирование нефтяной среды, освобождение ипереход микроглобул минерализованной водной фазы, ранее замурованной нефтью и ее асфаль то-смолистыми веществами в водную среду менее стабильной эмульсии нефть в воде , которая окончательно распадается при 60-70°С. Диапазон концентраций диэтанолам да 0,1-0,5% в высокоминерализованной дренажной пластовой воде обусло лен тем, что уменьшение его концентрации ниже 0,1% требует расхода больших объемов пластовой воды и усложняе-ц последующее разделение водонефтяной смеси, а верхний преде ограничивается растворимостью реагента в высокоминерализованной пластовой воде. На стадии окончател ного удаления солей путем обработки нефти пресной водой концентрация реагента не должна превышать 0,050,1% с целью предотвращения вспенивания. На чертеже представлена схема, по которой предлагаемый способ може быть реализован в промысловых условиях. Исходная водонефтяная эмульсия поступает в теплообменник 1, и подо ретая до 30-40°С, с помощью насос 2 через задвижки 3, 4 и 5 направляется в гидроактиваторы 6, предст ляющие собой тройники, снабженные штуцерами диаметром 8-10 мм- Туда же насосом 7 из емкости 8 через зад вижку 9 закачивают дренажную воду, содержащую диэтаноламид. Каскад гид роактиваторов 6 обеспечивает посте пенное эмульгирование нефтяной сред исходной обратной эмульсии и освобождение ее водной фазы. Далее водонефтяная смесь подается в среднюю часть аппарата-отстойника 10 для отделения от основного количества минерализованной воды и с остаточным содержанием 3-5% водной фазы направляется в среднюю часть аппарата 11, где подогревается паром до 60-70°С и расслаивается на частично подготовленную нефть и дренажную воду. Дренажная вода из аппаратов 10 и 11 через задвижки 12 и 13 возвращается в емкость 8 и снова подается на каскад гидроактиваторов 6. Избыток пластовой воды, переливающийся из емкости 8, подают в смеситель 14, где проводят подкисление соляной кислотой, и далее - в отстойник 15. Хлористоводородный комплекс диэтаноламида из верхней части отстойника 15 поступает на нейтрализацию щелочью в смеситель 16, а пластовая вода сбрасывается через задвижку 17. Регенерированный диЗтаноламид через задвижку 18 дозируется в дренажную пластовую воду. после термического отстоя из верхней части аппарата 11 насосом 19 подается в гидроактиватор 21, куда насосом 20 подводится пресная вода. После термического отстоя при 50-60°С в аппарате 22 нефть, отмытую от солей и с остаточным содержанием 0,1-0,15 % воды,чере; теплообменник 1 направляют в линию готовой продукции, а промывочную воду через задвижку 23 на линию регенерации диэтаноламида в пресную воду проводят через задвижку 24. Нефтяной газ с верхних частей аппаратов 11 и 22 направляют в сепаратор 25 для разделения на углеводородный конденсат и газ, идущий на факел. Пример 1. Обводненную нефть Султангуловского месторождения, содержащую 20,3% пластовой воды с минерализацией 25,1% (вес) и плотностью If 192 г/см , по каплям вводят в пластовую воду, содержащую 0,5% диэтаноламида кислот декан-гексадёкановой фракции, при интенсивном перемешивании смеси с помощью вибрационной мешалки. Полученную водонефтяную смесь термостатируют при в течение двух часов с периодическим отбором проб верхнего слоя для определения воды по методу Дина и Старка, результаты сведены в табл. 1.Таблица

Продолжение табл. 1

1,48 0,36 0,14

Далее в пробе 5 определяют содержание солей (401,7 мг/л) . К оставшейся части этой пробы добавляют 5% (объемных) пресной воды, содержащей 0,05% диэтаноламида, и смесь после перемешивания термостатируют при 55С в течение двух часов с последующим определением воды (0,1 вес.%) и солей (24 мг/л) в подготовленной нефти. Пластовую и промывочную воды содержащие диэтаноламид, соединяют, подкисляют расчетным количеством соляной кислоты, отделяют с помощью делительной воронки верхний слой хлористоводородного комплекса, нейтрализуют его щелочью и регенерированный диэтаноламид используют в последующей работе по обезвоживанию и обессоливанию нефти.

Пример 2. Обводненную нефть Никольского месторождения, содержащую 16% пластовой воды с плотностью 1,18 г/см, по каплям, при интенсивном перемешивании вводят в пластовую воду, содержащую 0,1% диэтаноламида Полученную водонефтяную смесь термостатируют при в течение двух часов и определяют процент воды в нефтяном слое после его отделения от пластовой воды (0,26%). Далее проводят отмыв нефти от солей пресной водой, содержащей 0,1 вес.% диэтаноламида и термостатирование при 60°С в течение двух часов с периодическим отбором проб, результаты сведены в табл. 2.

Таблица 2

Пример 3. Обводненную нефть Султангуловского месторождения (НГДУ Бугурусланнефть), содержащую 23,4 об.% пластовой воды с минерализацией 25,1 вес.% и плотностью 1,192 г/см, небольшими порциями при интенсивном перемешивании вводят в ранее осажденную пластовую воду, содержащую 0,5 % диэтаноламида кислот декан-гексадекановой фракции. Полученную водонефтяную смесь термо0статируют при в течение 2 ч. Далее отделяют верхний слой частично подготовленной нефти и определяют содержание хлористых солей (439 мг/л). Оставшуюся после анализа нефть де5лят на две части и добавляют в них 5 об.% пресной воды, содержащей соответственно 0,05 и 0,1 %.диэтaнOJrамида. После перемешивания полученные смеси термостатируют в течение 2 ч при 50с с последующим определе0нием воды (соответственно 0,13 и 0,008%) и солей (соответственно 33 и 20 мг/л) в подготовленной нефти. Далее регенерируют диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции из

5 пластовой и промывочной воды путем подкисления расчетным количеством соляной кислоты, отделения верхнего жидкого слоя хлористоводородного комплекса и нейтрализации щелочью,

0 и вьщеленный реагент используют при обезвоживании и обессоливании следующих порций нефти.

Сравнительные экспериментешьные данные по удельному расходу дисол5вана-4411 и диэтаноламида кислот декан-гексадекановой фракции при обезвоживании и обессоливании искусственных водонефтяных эмульсий, содержащих 20 об.% минерализован0ной водной фазы приведены в табл. 3.

Удельный расход диэтаноламида определен после 10 циклов регенерации из пластовой и промывочной воды, как описано в примерах 1 и 2.

Таблица 3

5

После определения солей в подготовленной нефти (5 мг/л) проводят регенерацию диэтаноламида, как в примере 1.

15 21 35 59

14 32 45 52

77

61

106

67 142

Формула изобретения

Способ обезвоживания и обессоливания нефти, включающий обработку ее на первой стадии дренажной водой в присутствии поверхностно-активного вещества с последующим отстоем при повышенной температуре и отделением обезвоженной нефти и обработку ее на второй стадии пресной водой в присутствии поверхностно-активного вещества с последующим отстоем при повышенной температуре и отделейием обессоленной нефти, о т л и ч а ющ и и с я тем, что, с целью сокращения расхода поверхностно-активного

вещества, в качестве последнего используют диэтаноламид кислот декангексадекановой. фракции и на первой ртадии в виде 0,1-0,5 вес.% раствор в дренажной воде и на второй стадии в виде 0,05-0,1 вес.% раствора в пресной воде и процесс проводят на первой стадии при 60-70 С и на второй стадии при 50-60с.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

2.Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М., Недра, 1977, с. 250 (прототип).