способ совместной подготовки разносортных нефтей

Формула изобретения

Способ совместной подготовки разносортных нефтей путем предварительного сброса воды из каждого потока железо- и сероводородсодержащих нефтей, введение в них деэмульгатора и хелатообразующего агента, последующего смешения разных нефтей и прокачки их через печь нагрева эмульсии с дальнейшим пропусканием смеси через ступень глубокого обезвоживания и обессоливания, отличающийся тем, что хелатообразующий агент подают в горячую воду, сбрасываемую со ступени глубокого обезвоживания и обессоливания, который вместе с горячей водой направляют для нагрева эмульсии перед второй ступенью сепарации сероводородсодержащего потока.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано на промысловых установках подготовки нефти.

Известен способ совместного обезвоживания разносортных нефтей, в частности, железо- и сероводородосодержащих, путем их смешивания, подачи реагента-деэмульгатора, предварительного, отстоя, нагрева и окончательного отстоя.

Недостатком способа является то, что при содержании в нефтяной фазе сульфида железа более 100 г/т подготовка нефти становится невозможной, т.к. резко увеличивается устойчивость эмульсии из-за быстрого накопления промежуточного слоя в отслойниках, вследствие чего отстоя воды из водонефтяной эмульсии не происходит.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ совместной подготовки разносортных нефтей путем подачи в железосодержащую нефть хелатообразующего агентов, смешения сероводородосодержащей и железосодержащей нефтей, подачи реагента - деэмульгатора, предварительного отстоя, нагрева, окончательного отстоя. В качестве хелатообразующего агента используется ДПФ-1.

Недостатками способа является недостаточно высокая степень обезвоживания водонефтяных эмульсий при высоком содержании сульфида железа в нефтяной фазе и повышенный расход хелатообразующего агента.

Целью настоящего изобретения является получение менее концентрированного промежуточного слоя в резервуаре предварительного сброса воды, снижение расхода хелатообразующего агента и улучшение качества нефти.

Поставленная цель достигается способом совместной подготовки расносортных нефтей путем подачи хелатообразующего агента в горячую воду, сбрасываемую со ступени глубокого обезвоживания, который вместе с горячей водой направляется для нагрева эмульсии перед второй ступенью сепарации сероводородосодержащего потока.

В качестве хелатообразующего агента используется ДПФ-1 или ПАФ-13 с удельным расходом 50 гр на 1 м³ обрабатываемой воды. Состав ДПФ-1 описан в изобретении (А. с. N 646035 Б.И. N 20 1980 г.). Хелатообразующие составы не воспламеняются, негорючи, невзрывоопасны. Они способны с катионами двух- и трехвалентного железа образовывать устойчивые комплексы.

Пример. Совместному обезвоживанию подвергается Покровский сероводородосодержащий поток I с содержанием воды до 70% (см.чертеж) и Сорочинский железосодержащий поток II с содержанием воды до 10% В каждый поток вводиться реагент-деэмульгатор D из расчета 70 г/т.

Покровский поток проходит 1-ую ступень сепарации 1, отстойник 2 поступает на 2-ую ступень сепарации 3, после чего направляется в резервуар предварительного сброса воды 4.

Сорочинский поток II проходит вторую ступень сепарации 8, затем поступает в резервуар предварительного сброса воды 9 и оба потока насосами 5 подаются в печь нагрева 6, после выхода из печи смесь двух нефтей при температуре 60^oC поступает на степень глубокого, обезвоживания и обессоливания (аппараты 7 и 10). Между аппаратами 7 и 10 вводится в поток промывочная пресная вода В до 10% объемных.

После глубокого обезвоживания и обессоливания нефть поступает в концевой сепаратор II и затем в товарный резервуар 12, откуда после наполнения в нужных количествах откачивается на дальний транспорт потоком III.

Предварительный сброс воды, осуществляемый в отстойнике 2, резервуарах предварительного сброса 4 и 9, потоком У направляется в систему поддержания пластового давления.

Сбрасываемая со ступени глубокого обезвоживания горячая подтоварная воды с введенным в нее хелатообразующим агентом Х потоком IV подается в нефтепровод перед 2-ой ступенью сепарации сероводородосодержащего потока.

Состав промежуточного слоя в резервуаре 4 без добавки и с добавкой хелатообразующего агента по предлагаемому способу и способу прототипу, а также получаемое при этом качество нефти приводится в таблице.

Из таблицы видно, что без добавки хелатообразующего агента в промежуточном слое резервуара 4 между водой и нефтью накапливаются высокосконцентрированные эмульсии с большим содержанием воды 65-74% мехпримесей 2650-2750 мг/л, железа 460-2836 мг/л.

По предлагаемому способу в промежуточном слое располагается менее концентрированная эмульсия с содержанием воды в эмульсии 20-38% мехпримесей 620-1000 мг/л и железа 29-120 мг/л.

В то же время, как по способу прототипу в промежуточном слое накапливается концентрированная эмульсия с содержанием воды в эмульсии 31-52% мехпримесей 1300-2800 мг/л, железа 540-900 мг/л.

Расход хелатообразующего агента по предлагаемому способу в 4 раза ниже и составляет 50 г/м³ воды, в то время как по способу прототипу 200 г/м³ воды.

Качество нефти, получаемое с установок подготовки нефти по предлагаемому способу, также выше, чем по способу прототипу. По способу прототипу в нефти остается до 1% воды и до 300 мг/л хлористых солей, в то время, как по предлагаемому способу в нефти остается до 1% воды и до 100 мг/л хлористых солей, при одних и тех же условиях подготовки нефти.

Из примеров, приведенных в таблице видно, что настоящий способ позволяет получить менее концентрированные эмульсии в промежуточном слое резервуара с меньшим количеством мехпримесей и железа в промежуточном слое и, как следствие, нефть более высокого качества, чем по способу прототипу.