способ подготовки нефти с повышенным содержанием механических примесей

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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 сульфонолом
Количество деэмульгатора 4411, вводимого в нефть, г/т	Межфазное натяжение мН/м сергеевской нефти, не содержащей мех. примесей на границе с водой	Межфазное натяжение мН/м сергеевской нефти, содержащей 0,5% мех. примесей на границе с водой
		Концентрация сульфонола, г/т
		0	25	50	100
0	31,0	31,0	30,0	28,0	20,5
50	20,2	30,2	29,0	25,0	13,7
100	10,5	29,0	28,0	22,0	8,2
150	8,5	28,0	25,0	20,0	7,5
200	7,6	25,0	23,0	18,5	6,0

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 обессоливания	Расход реагентов, г/т			Количество остаточной воды на ступени обезвоживания, %	Остаточное содержание
	ионогенного		неионогенного (дисолван 4411)
	сульфонол	ПАА			воды	хлористых солей
1	2	3	4	5	6	7
Предлагаемый	100	-	0	100	30,0	30600
	100	-	50	76	15,0	14700
	100	-	100	60	5,0	3200
	100	-	150	36	3,5	600
	100	-	200	18	1,0	250
	100	-	250	0,0	0,2	95
	100	-	300	0,0	0,2	80
Предлагаемый способ по а.с. 445681	-	30	0	100	35	31000
	-	30	0	100	35	31000
	-	30	50	80	25	25100
	-	30	100	72	22,5	18300
	-	30	150	60	17,5	13100
	-	30	200	45	8,9	18500
	-	30	250	40	3,9	3640
	-	30	300	36	2,0	1270
Предлагаемый способ по а.с. 170602	50	-	50	100	25	25400
	100	-	100	80	17,3	19300
	200	-	200	72	8,7	10700
	300	-	300	45	4,5	3320
	500	-	500	17	1,4	790
	1000	-	1000	11	0,7	230
Базовый	-	-	0,0	100	35	31400
	-	-	50	80	27,5	29100
	-	-	100	72	17,5	19700
	-	-	150	60	-	-
	-	-	200	55	8,9	11000
	-	-	250	50	5,2	4640
	-	-	300	44	4,5	3040
	-	-	350	36	3,2	2850
	-	-	800	32	2,0	1200
	-	-	1000	32	2,0	1200

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.