Способ обезвоживания и обессоливания нефти

 

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при обезвоживании нефтяных эмульсий как в системах сбора, так и подготовки нефти. Цель состоит в повышении эффективности обезвоживания и обессоливания нефти. Для этого производят обработку нефтяной эмульсии деэмульгирующей системой из оксиалкилированного производного этилендиамина и продукта взаимодействия водорастворимого амина и фосфорной кислоты, компоненты которой раздельно заканчиваются в нефтяной коллектор в соотношении от 1:1 до 1:5. 5 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к процессам обезвоживания и обессоливания нефти на промыслах.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти обработкой неионогенным деэмульгатором типа блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина (авт. св. N 447427, БИ N 39, 1974; Типовые процессы применения отечественных деэмульгаторов в технологии подготовки нефти. РД 39-031-90, Уфа, ВНИИСПТнефть, 1990, 191 с).

Недостатком способа является его невысокая эффективность, связанная с большими расходами дорогостоящего неионогенного деэмульгатора либо с недостаточно высокой степенью обезвоживания и обессоливания при значительном времени отстаивания нефти.

Целью изобретения является повышение эффективности обезвоживания и обессоливания нефти.

Поставленная цель достигается обработкой нефтяной эмульсии достаточным для ее разрушения количеством деэмульгирующей композиции из блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина (например, продукт А при 4 n 78, 4 m 74 либо продукт Б при 4n 27-28, 4m 59-61) и активирующего реагента на основе водорастворимого амина и фосфорной кислоты (например, 2CO(NH₂)₂·H₃PO₄, известного под торговым названием ВФИКС-8 КЭ (ТУ 38.4.02115-90) продукт В, либо Азери (ТУ 38.4.0.2123-91) продукт Г). При этом блоксополимер и активирующий реагент подаются раздельно в коллектор с нефтяной эмульсией в указанной, последовательности по направлению потока на некотором расстоянии друг от друга в соотношении от 1 1 до 1 5.

Раздельное размещение точек подачи на нефтяном коллекторе необходимо, чтобы предотвратить образование сплошного структурированного малоподвижного геля, который возникает если непосредственно смешать товарные формы исходных компонентов в одной емкости либо подать их по одному реагентопроводу при указанных соотношениях. При раздельном вводе в нефтяную среду сохраняется сильное взаимодействие между предварительно распределенными в нефти частицами сополимера и диспергируемыми в этой системе глобулами активирующего реагента. В результате образуется некоторый ассоциированный продукт их взаимодействия, хорошо распределенный по объему нефтяной эмульсии и имеющий молекулярно-массовое распределение, сдвинутое в более гидрофобную область, чем исходный блоксополимер. Все это обеспечивает повышенную скорость доставки полученного соединения к поверхности глобул пластовой воды, адсорбцию, понижение структурно-механического барьера и последующую коалесценцию глобул пластовой воды при разрушении эмульсии, а следовательно, повышенную эффективность процесса обезвоживания и обессоливания нефти. Такое действие на практике сводится к снижению расхода дорогостоящего блоксополимера окисей алкиленов при сохранении качества подготовки нефти.

Использование предлагаемого способа иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Обезвоживалась тяжелая 52% эмульсия угленосной нефти Чекмагушевского месторождения. Для этого проба эмульсии помещалась в механическую мешалку, термостатировалась при 50^oC и при перемешивании в 300 об/мин, туда же вводились сначала блоксополимер (продукты А или Б), потом активирующий реагент в виде четвертичной соли на основе мочевины и фосфорной кислоты (продукты В или Г) в соотношениях 1 1,25, 1 2,5 и 1:5. Смесь дополнительно перемешивалась в течение 3 мин. Далее в процессе отстаивания при 50^oC определялись кинетика выделения воды из пробы эмульсии. Результаты обезвоживания сведены в табл. 1.

Пример 2. Производилось предварительное обезвоживание 74% эмульсия угленосной нефти Сергеевского месторождения. Проба эмульсии помещалась в механическую мешалку при 20^oC и при перемешивании 1000 об/мин вводили сначала блоксополимер (продукт Б), потом активирующий реагент (продукт В) при соотношении 1 3,3 и дополнительно перемешивали в течение 5 минут. По окончании перемешивания определяли количество отделенной воды во времени. Результаты такого сброса воды приведены в табл. 2.

Пример 3. Производилось обезвоживание и обессоливание 30%-ной эмульсии смеси легких нефтей Южно-Ягунского месторождения. Проба нефтяной эмульсии помещалась в механическую мешалку, термостатировалась при 35^oC и при перемешивании 720 об/мин вводили сначала блоксополимер (продукт Б), затем активирующий реагент (продукт Г) при соотношении от 1,1 до 1 3 и дополнительно перемешивали в течение 3 мин. По окончании перемешивания производилось отстаивание при 35^oC в течение 1 ч. Отделившийся нефтяной слой при той же температуре (35^oC) дополнительно промывали 5%-ной пресной водой при 720 об/мин в течение 3 мин. После часового отстаивания отделившуюся нефть анализировали на содержание в ней воды и хлористых солей. Результаты сведены в табл. 3.

Пример 4. Проводилось обезвоживание 31%-ной эмульсии парафинистой нефти средней плотности Бузовьязовского месторождения. Проба нефтяной эмульсии термостатировалась при 50^oC и при перемешивании в 720 об/мин, вводили сначала блоксополимер (продукт Б), затем активирующих реагент (продукт Г) при соотношении 1 2 и смесь дополнительно перемешивалась в течение 5 минут. После часового отстоя определяли содержание воды в отделившемся слое нефти. Результаты сведены в табл.4.

Пример 5. Производилось обезвоживание и обессоливание 30%-ной эмульсии смеси легких нефтей Каменноложского месторождения. Проба нефтяной эмульсии термостатировалась при 30^oC и при перемешивании в 720 об/мин вводили сначала блоксополимер (продукт Б), потом активирующий реагент (продукт В) дополнительно перемешивали 3 минуты и производили отстаивание при 30^oC в течение 1 часа. Отделившийся нефтяной слой промывали при той же температуре 5% пресной воды при 720 об/мин, в течение 5 мин. После часового отстаивания отделявшуюся нефть анализировали на содержание в ней воды и хлористых солей. Результаты сведены в табл. 5.

Результаты, представленные в примерах 1-5, показывают, что настоящий способ по сравнению с известным позволяет повысить эффективность процессов обезвоживания и обессоливания нефти, так как приводит к повышению степени подготовки нефти, сокращению расхода дорогостоящего блоксополимера. Так как стоимость активирующего реагента на основе водорастворимого амина и фосфорной кислоты в 5-7 раза ниже стоимости оксиалкилированного производного этилендиамина, то с применением предлагаемого способа имеет место экономия средств на закупку реагентов.

Формула изобретения

Способ обезвоживания и обессоливания нефти путем обработки ее деэмульгатором, представляющим собой блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина, отличающийся тем, что осуществляют дополнительную последующую обработку нефти активирующим реагентом, представляющим собой соль мочевины и фосфорной кислоты формулы 2CO(NH₂)₂H₃PO₄, при массовом соотношении деэмульгатора и активирующего агента 1:1 1:5.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2