Способ обезвоживания и обессоливания нефти

Союз Советских Социалистических РеспубликОПИСАНИЕИЗОБРЕТЕНИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(61) Дополнительное к авт, свид-ву(22) Заявлено 0401 ЯО (21) 2889719/23-04с присоединением заявки йо р 883153 С 10 6 33/04 Государственный комитет ССС,Р по делам изобретений и открытий(72) Авторы изобретения И.Ш. Кувандыков и В.А, Петров Центральная научно-исследовательская лабораторияПроизводственного ордена Трудового Красного Знамениобъединения ффОренбургнефтьИзобретение относится к нефтянойпромышленности и может быть использо-вано для обезвоживания и обессоливания нефти при ее подготовке к переработке, 5Существующие способы обезвоживанияи обессоливания нефти с применениемпреимущественно импортных поверхностно-активных веществ не предусматривают регенерацию реагента-деэмульгатора для многократного его использования в процессе подготовки нефти.Известен способ обезвоживания иобессоливания нефти, где в качестве деэмульгатора используют дисолван 4411 и.сепарол, причем с цельюснижения расхода деэмульгатора и повышения эффективности процесса, в предварительно обработанную деэмульгатором нефть вводят раствор. поли" 20акриламида (1),Однако удельный расход.дисолвана 4411 в зимне-весенний период велики составляет 100 г на тонну подготовленной нефти. 25Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обезвоживания и обессоливания нефти путем обработки на 1-ной стадии дренажной воды в присутствии 30 поверхностно-активного вещества, например, диссольвана 184 г/т, и отстс 1 я при 50-55 С, 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 обработк 0 й в каплеобраэователе и отстоем при 40-55 оС с отделением обессоленной нефти 2.Недостатком способа является большой расход деэмульгатора, связанный с невозможностью его регенерг- ции, поскольку используемые масло- растворимые деэмульгаторы уносятся с нефтью.Цель изобретения - сокращение расхода деэмульгатора за счет его регенерации и возвращения в процесс.Поставленная цель достигается тем, что обезвоживание и обессоливаные нефти производят путем обработки ее на первой стадии дренажной водой, содержащей диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции в количестве 0,1-0,5 вес.Ъ с последующимотстоем при 60-70 С, отделениемобезвоженной нефти, обработки еепресной водой, содержащей диэтаноламид кислот декан-гексановой фракциив количестве 0,05-0,1 вес., с последующим отстоем при 50-60 С и отделением обессоленной нефти.Используемый диэтаноламид кислотдекан-гексадекановой фракции растворим в воде. При подкислении его соляной кислотой он образует жидкийнерастворимый в воде хлористоводородный комплекс состава В-СО-ЙН(С Н ОН )СВ, где В-С Н - С.1 Нс йлотностью 0,98 г/см , всплывающийна поверхность дренажной воды и легкоотделяемый при отстое. Нейтрализацияполученного комплекса щелочью приводит к его разрушению и позволяетрегенерировать диэтаноламид,Диэтаноламид кислот декан-гексадекановой фракции является эффективным эмульгатором для получения эмульсий типа масло в воде (или ненефть в воде). При вводе небольшими порциями обводненной неФти впластовую воду, содержащую 0,1-0,5диэтаноламида, и интенсивном перемешивании достигается постепенноеэмульгирование нефтяной среды, освобождение и переход микроглобулминерализованной водной фазы, ранеезамурованной нефтью и ее асфальто-смолистыми веществами в воднуюсреду менее стабильной эмульсиинефть в воде, которая окончаотельно распадается при 60-70 С.Диапазон концентраций диэтаноламида 0,1-0,5 в высокоминерализованной дренажной пластовой воде обусловлен тем, что уменьшение его концентрации ниже 0,1 требует расходабольших объемов пластовой воды иусложняет последующее разделениеводонефтяной смеси, а верхний пределограничивается растворимостью реагента в высокоминерализованнойпластовой воде. На стадии окончательного удаления солей путем обработкинефти пресной водой концентрацияреагента не должна превышать 0,050,1 с целью предотвращения вспенивания.На чертеже представлена схема,по которой предлагаемый способ можетбыть реализован в промысловых условиях.Исходная водонефтяная эмульсияпоступает в теплообменник 1, и подогретая до 30-40 С, с помощью насоса2 через задвижки 3, 4 и 5 направляется в гидроактиваторы б, представляющие собой тройники, снабженныештуцерами диаметром 8-10 мм. Тудаже насосом 7 из емкости 8 через задвижку 9 закачивают дренажную воду,содержащую диэтаноламид, Каскад гидроактиваторов б обеспечивает постепенное эмульгирование нефтяной средыисходной обратной эмульсии и освобождение ее водной фазы, Далее водо- нефтяная смесь подается в среднюю часть аппарата-отстойника 10 для отделения от основного количества минерализованной воды и с остаточным :одержанием 3-5 водной фазы направ- ляется 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 б. 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 пос тупает на нейтрализацию щелочью в смеситель 16, а пластовая вода сбрасывается через задвижку 17. Регенерированный диэтаноламид через задвижку 18 дозируется в дренажную р 5 пластовую ВОдуНефть 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 0,1-0,15воды, через 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 сепара тор 25 для разделения на углеводородный конденсат и газ, идущий на Факел.П р и м е р 1. Обводненную нефтьСултангуловского месторождения, со держащую 20,3 пластовой воды с минерализацией 25,1 (вес) и плотностью 1,192 г/см , по каплям вводят в5 пластовую воду, содержащую 0,5 диэтаноламида кислот декан-гексадекановой фракции, при интенсивном перемешивании смеси с помощью вибрационной мешалки. Полученную водо- нефтяную смесь термостатируют при 60 цС в течение двух часов с периодическим отбором проб верхнего слоя 55 для определения воды по методу Динаи Старка, результаты сведены втабл. 1. Таблица 1 60асходора,оба, Время отстУ мин Содержаниеводы в нефти,вес,Ъж исолва- Д лаа иэтаномидаислотО 5,01 36 0,12 52 0 8 л О 0 Следы солей в подмг/л) провод амида, как в После определе отовленной нефтиегенерацию диэта б 67 14 ы прим 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 55 С в течение двух часов с последующим определением воды (0,1 вес.Ъ) 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. П р и м е р 2. Обводненную нефть Никольского месторождения, содержащую 16 пластовой воды с плотностью 1,18 г/см , по каплям, при интенсивЬном перемешивании вводят в пластовую воду, содержащую 0,1 диэтаноламида. Полученную водонефтяную смесь термостатируют при 70 С 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 сопериодическим отбором проб, результаты сведены в табл. 2.Таблица 2 П р и м е р 3. Обводненную нефтьСултангуловского месторождения (НГДУБугурусланнефтьф), содержащую23,4 об.Ъ пластовой воды с минерализацией 25,1 вес.Ъ и плотностью1,192 г/см , небольшими порциями3при интенсивном перемешивании вводятв ранее осажденную пластовую воду,содержащую 0,5диэтаноламида кислот декан-гексадекановой фракции.Полученную водонефтяную смесь термостатируют при 60 фС в течение 2 ч.Далее отделяют верхний слой частичноподготовленной нефти и определяют содержание хлористых солей (439 мг/л),Оставшуюся после анализа нефть де 15 лят на две части и добавляют в них5 об.Ъ пресной воды, содержащейсоответственно 0,05 и 0,1диэтаною 1- амида. После перемешивания полученные смеси термостатируют в течение20 2 ч при 50 С с последующим определением воды (соответственно 0,13 и0,008) и солей (соответственно33 и 20 мг/л) в подготовленной нефти,Далее регенерируют диэтаноламид кис 25 лот декан-гексадекановой фракции изпластовой и промывочной воды путемподкисления расчетным количествомсоляной кислоты, отделения верхнегожидкого слоя хлористоводородногокомплекса и нейтрализации щелочью,и выделенный реагент используютпри обезвоживании и обессоливанииследующих порций нефти,Сравнительные экспериментальныеданные по удельному расходу дисолванаи диэтаноламида кислотдекан-гексадекановой фракции приобезвоживании и обессоливании искусственных водонефтяных эмульсий,содержащих 20 обминерализован 40 ной водной фазы приведены в табл. 3.Удельный расход диэтаноламидаопределен после 10 циклов регенерации из пластовой и промывочной воды,как описано в примерах 1 и 2.Таблица 3883153 Формула изобретения 36 Тира одп и с но ВНИИПИ Заказ од,ул.Проектная,4 П "Патент Фили Способ обезвоживания и обессоливания нефти, включающий обработку ее на первой стадии дренажной водой в присутствии поверхностно-активного вещества с последующим отстоем при5 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 отделением обессоленной нефти, о т л и ч а ющ и й с я тем, что, с целью сокращения расхода поверхностно-активного вещества, в качестве последнего используют диэтаноламид кислот декангексадекановой.фракции и на первойстадии в виде 0,1-0,5 вес.% раствора.в дренажной воде и на второй стадиив виде 0,05-0,1 вес.% раствора впресной воде и процесс проводят напервой стадии при 60-70 фС и на второй стадии при 50-60 С,Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1. Авторское свидетельство СССР9 44568.1, кл. С 10 3 33/04, 1975.2, Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М., Недра, 1977,с, 250 (прототип).