способ разрушения водонефтяной эмульсии

Формула изобретения

1. Способ разрушения водонефтяной эмульсии, включающий ее нагрев, обработку в процессе циркуляции в гидродинамическом режиме смесью реагентов, содержащей неионогенный деэмульгатор, сульфонатную добавку и при необходимости ингибитор солеотложения, с последующим динамическим отстаиванием, отличающийся тем, что при циркуляции поддерживают агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси за счет заданного содержания твердой фазы и концентрации воды, после чего смесь направляют на центрифугирование, где ее разделяют на углеводородную, водную и твердую фазы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси реагентов в эмульсию в количестве 300-1000 г/т вводят смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix и алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль при следующем соотношении, мас.%:

Деэмульгатор марки Kemelix 10-30

Алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 70-90

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси реагентов в эмульсию в количестве 300-1000 г/т вводят смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix, алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль и ингибитор солеотложения при следующем соотношении, мас.%:

Деэмульгатор марки Kemelix 10-30

Алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 55-85

Ингибитор солеотложения 5-15

4. Способ по пп.1-3, отличающийся тем, что в процессе циркуляции и отстаивания эмульсии контролируют агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси.

5. Способ по пп.1-3, отличающийся тем, что в процессе циркуляции и отстаивания эмульсии контролируют содержание нефти и/или воды в составе нефтеводореагентной смеси.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано на промыслах для разрушения высокоустойчивой эмульсии, отделяемой из промежуточного слоя отстойной аппаратуры.

Известен способ разрушения водонефтяной эмульсии путем обработки ее реагентами в процессе динамического отстаивания и последующего разделения центрифугированием (Минигозимов Н. С. и др. Утилизация и обезвреживание нефтесодержащих отходов, Уфа, Экология, 1999).

Известный способ не дает достаточно хороших результатов вследствие нестабильности свойств и состава поступающей на отстаивание и центрифугирование высокоустойчивой эмульсии, что обусловливает нестабильность работы аппаратов-отстойников и особенно центрифуг.

Известен способ обезвоживания нефти. Процесс предусматривает обработку водонефтяной эмульсии деэмульгатором в гидродинамическом режиме, т.е. в процессе ее циркуляции, нагрев и отстой. Раздельно отбирают выделившуюся водную и нефтяную фазы, а промежуточный слой возвращают в начало процесса. При необходимости в эмульсию дополнительно вводят ингибитор солеотложения (SU 1468912 А, 1989).

Многократная циркуляция эмульсии по трубам повышает эффективность использования реагентов, но также не обеспечивает высокой степени разрушения, что в конечном итоге снижает выход товарной нефти.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение степени разрушения эмульсии.

Поставленная задача решается тем, что в процессе разрушения высокоустойчивой водонефтяной эмульсии, включающем ее нагрев, обработку в процессе циркуляции в гидродинамическом режиме смесью реагентов, содержащей неионогенный деэмульгатор, сульфонатную добавку и при необходимости ингибитор солеотложения, с последующим динамическим отстаиванием, при циркуляции поддерживают агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси за счет заданного содержания твердой фазы и концентрации воды, после чего смесь направляют на центрифугирование, где ее разделяют на углеводородную, водную и твердую фазы.

В качестве смеси реагентов в эмульсию в количестве 300-1000 г/т вводят смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix и алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль при следующем соотношении, маc.%: деэмульгатор марки Kemelix 10-30; алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 70-90, или смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix, алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль и ингибитор солеотложения при следующем соотношении, маc.%: деэмульгатор марки Kemelix 10-30; алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 55-85; ингибитор солеотложения 5-15.

В процессе циркуляции и отстаивания эмульсии контролируют агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси, а также содержание нефти и/или воды в составе нефтеводореагентной смеси.

Реагенты могут дозироваться по отдельности или в виде смеси, что обеспечивает синергетический эффект их действию.

На нефтяных промыслах высокоустойчивую эмульсию, которая уже практически не разрушается на установках подготовки нефти и, как правило, накапливается в промежуточном слое отстойников, выводят в резервуар-накопитель.

Разрушение эмульсии происходит в резервуаре и в циркуляционном трубопроводе, через который прокачивается эмульсия. При циркуляции эмульсии в гидродинамическом режиме ее нагревают и в нее вводят реагенты. Реагенты могут дозироваться по отдельности или в смеси при следующем соотношении, мас.%: деэмульгатор 10-30; сульфонатные добавки (сульфоновая кислота или ее соли) 70-90.

Если существует опасность выпадения солей, то в набор реагентов добавляют ингибитор солеотложения при следующем соотношении, мас.%: деэмульгатор 10-30; ингибитор 5-15; сульфонатные добавки 55-85.

В качестве деэмульгатора вводят неионогенные поверхностно-активные вещества и/или их композиции.

В качестве ингибитора - композиции на основе полиаминметилфосфоновой кислоты или полиакриловой кислоты.

В качестве сульфонатной добавки - додецилбензолсульфоновую кислоту или ее изопропиламиновую соль.

Подача реагентов в смеси усиливает их действие. Реагенты дозируются в количестве до 1000 г на тонну обрабатываемой эмульсии.

В процессе разрушения контролируют параметры нефтеводореагентной смеси, образовавшейся от смешивания эмульсии с реагентами, для чего отбирают представительные пробы и исследуют их на содержание твердой фазы или на агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси, и/или на содержание нефти и воды в составе нефтеводореагентной смеси.

При достижении заданных значений направляют смесь на центрифугирование для разделения на углеводородную, водную и твердую фазы.

Так, например, при контроле по содержанию твердой фазы (агрегативной устойчивости эмульсии) исходят из того, что для обеспечения нормальной работы центрифуги содержание твердой фазы (агрегативная устойчивость) на входе в центрифугу должно поддерживаться в пределах M₁-М₂ (Ay₁-Ау₂), где M₁, M₂ - минимально и максимально допустимое содержание твердой фазы в жидкости, поступающей на вход центрифуги, соответственно; Ay₁, Ay₂ - минимально и максимально допустимая величина агрегативной устойчивости эмульсии, поступающей на вход центрифуги.

Превышение верхнего предела недопустимо из-за перегрузки центрифуги, а уменьшение содержания твердой фазы ниже нижнего предела ведет к нерациональному использованию оборудования.

Регулирование содержания твердой фазы (агрегативной устойчивости) в нефтеводореагентной смеси для достижения заданного значения производится следующим образом. При превышении верхнего предела значений в циркулирующую эмульсию дополнительно вводят жидкую (углеводородную и/или водную фазу) с дополнительным количеством реагента, а при значениях ниже нижнего предела циркуляцию продолжают до тех пор, пока в обрабатываемой эмульсии после частичного отделения углеводородной и водной фазы содержание твердой фазы (агрегативной устойчивости) не будет соответствовать заданному значению.

Контроль за содержанием твердой фазы в составе эмульсии производится с использованием стандартных методик (например, Белянин Б.В., Эрих В.Н. Технический анализ нефтепродуктов и газа. Л.: Химия, 1975).

Контроль за агрегативной устойчивостью рекомендуется осуществлять по методике ВНИИСПТнефть (Ручкина P.M., Мансуров Р.И., Позднышев Г.Н. Определение степени разрушения водонефтяных эмульсий в технологической схеме установки подготовки нефти. Нефтепромысловое дело, 1975, 8, с.24-26).

Пределы содержания нефти и/или воды задаются исходя из характеристики центрифуги и состава поступающей на обработку эмульсии, а содержание их при необходимости регулируется введением дополнительного количества углеводородной или водной фазы.

Пример 1.

При обработке ловушечной эмульсии Ем-Еговского месторождения на циркуляцию поступает водонефтяная смесь с содержанием воды и твердой фазы 50% и 4,0 мас. %. соответственно, с агрегативной устойчивостью 45%. В то же время нормальная работа центрифуги обеспечивается при содержании твердой фазы в пределах 2-3 мас.% и агрегативной устойчивости эмульсии в пределах 5-15%.

При циркуляции в изменяющемся гидродинамическом режиме в смесь добавляли воды до 60%, нагревали до 60^oС и обрабатывали реагентом (см. пп. 1, 4 таблицы 1) с удельным расходом 300 и 600 г/т эмульсии. При расходе реагента 300 г/т получена смесь с содержанием твердой фазы 3,3 мас.% и агрегативной устойчивостью 18%. При центрифугировании такой смеси не обеспечены требуемые показатели качества нефти. При увеличении расхода реагента до 600 г/т получена смесь с содержанием твердой фазы 2,2 мас.% и агрегативной устойчивостью 10%, при этом обеспечены требуемые показатели качества нефти после ее центрифугирования.

При обработке той же ловушечной эмульсии путем нагрева до 60^oС, обработкой реагентом с удельным расходом 300 г/т эмульсии, циркуляцией в гидродинамическом режиме с добавлением воды до 80% (см. п.8 таблицы 1) получены контролируемые параметры смеси М и Ау, соответствующие требуемым значениям, но при центрифугировании такой смеси остаточное содержание мехпримесей в нефти (М_ост.) снизилось до 0,04 мас.% (ниже требуемой величины), а остатчное содержание воды в нефти (W_ост.) возросло до 1,1% (выше требуемой величины). Простое увеличение содержания воды в смеси без дополнительной обработки реагентом (пп.1, 8 таблицы 1) не приводит к достижению требуемого качества нефти после ее центрифугирования.

Пример 2.

Исходную эмульсию (как в примере 1) нагревали до 60^oС при циркуляции ее в гидродинамическом режиме с добавлением воды до 60% и обрабатывали реагентами (см. пп. 2, 3 таблицы 1) с удельным расходом 300 г/т эмульсии. Контролируемые параметры смеси М и Ау при этом соответствовали требуемым значениям и при центрифугировании получено требуемое качество нефти.

При увеличении расхода реагентов до 600 г/т эмульсии (см. пп.5, 6 таблицы 1) параметр М снизился ниже нижнего требуемого значения M₁, a параметр Ау остался в пределах требуемых значений. Результаты центрифугирования показали еще более лучшее качество нефти по сравнению с предыдущим режимом.

При обработке исходной эмульсии при той же температуре и первоначальном расходе реагентов 300 г/т (см. пп.9 и 10 таблицы 1), но с добавлением воды до 80%, контролируемые параметры смеси М и Ау еще более снизились (параметр Ау оставался в пределах требуемых значений), но после центрифугирования W_ост., в нефти увеличилось, что свидетельствует об излишней обводненности приготавливаемой смеси.

Пример 3.

Без обработки приготавливаемой смеси реагентами, а только увеличением обводненности и/или температуры процесса (см. пп.7, 11, 12 таблицы 1) не удается обеспечить требуемые параметры смеси М и Ау и, как следствие, требуемые показатели качества нефти после ее центрифугирования.

Из примеров видно, что подготовка смеси с заданным параметрами для центрифугирования и применение соответствующей деэмульгирующей композиции позволяют получить нефть требуемого (кондиционного) качества при сокращении расхода реагента и тепла, затраченного на подогрев.

Источники информации

1. Минигазимов Н. С. , Расветалов В. А., Зайнуллин Х.Н. Утилизация и обезвреживание нефтесодержащих отходов. Уфа, издательство "Экология", 1999.

2. Авторское свидетельство СССР 1468912, МКИ C 10 G 33/06,1989.