Способ разрушения водонефтяных эмульсий

 

Изобретение относится к области подготовки нефти для ее переработки. Разрушение водонефтяной эмульсии осуществляют 1 мас.%-ным водным раствором реагента-деэмульгатора, имеющего рН среды 8 - 12 или 2 - 4. При этом не требуется введение химреагента для нейтрализации среды. В качестве деэмульгаторов, в частности, используют <дисольван 4411> или <проксамин HP-71>. При этом снижается расход реагента-деэмульгатора за счет повышения его деэмульгирующей активности. 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтяной или нефтеперерабатывающей промышленности, а также в других отраслях народного хозяйства, где требуется осуществлять разрушение эмульсий типа "вода и масло".

Известны способы разрушения водонефтяных эмульсий, заключающиеся в том, что в поток эмульсии вводится 1-5%-ный раствор реагента-деэмульгатора. В качестве растворителей деэмульгатора используются низкомолекулярные спирты, ароматические углеводороды, их смеси в различных соотношениях и вода (Левченко Д.Н. и др. Эмульсии нефти с водой.- М.: Химия, 1967, с. 137; Шенфельд Н. Неионогенные моющие средства.- M.: Химия, 1965). Чаще всего в нефтепромысловой практике в качестве растворителя реагента-деэмульгатора используют воду, например, пресную, техническую, пластовую, дренажную. Недостаток - повышенный расход реагентов-деэмульгаторов вследствие неполного использования их деэмульгирующих свойств.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ разрушения водонефтяной эмульсии (см. Д.Н.Левченко и др. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения.- М.: Химия, 1967, с. 44-46, 72-78, 137-138), при котором в сырую нефть перед поступлением ее на подогреватель вводится водный раствор неионогенного деэмульгатора (растворитель - техническая вода, имеющая нейтральную среду), после чего нефтяная эмульсия поступает в отстойные аппараты. Известный способ разрушения водонефтяной эмульсии (термохимическая деэмульгация) широко используется в отечественной и мировой практике и освещен в литературе.

Недостаток - повышенный расход дорогостоящего реагента-деэмульгатора из-за неполного использования его потенциальных возможностей.

Цель изобретения - повышение эффективности способа путем снижения расхода реагента-деэмульгатора за счет повышения его деэмульгирующей активности при разрушении водонефтяных эмульсий.

Поставленная цель достигается тем, что разрушение водонефтяной эмульсии осуществляют водным раствором реагента-деэмульгатора, имеющего pH среды в пределах 8-12 или 1-4 без введения химреагента для нейтрализации среды. Изменение pH среды достигается путем добавления NaOH или HCl. Присутствие в растворителе анионов группы OH^- или катионов H⁺ способствует повышению деэмульгирующей активности неионогенных деэмульгаторов, а также понижает стабилизирующую способность природных эмульгаторов водонефтяных эмульсий. Основные пленкообразующие вещества природных стабилизаторов - асфальтены и смолы образуют каркас бронирующей оболочки капель воды главным образом благодаря взаимодействию полярных групп и водородным связям. Избыток гидроксильных групп OH^- или ионов водорода H⁺ в растворе реагента ослабляет это взаимодействие частиц эмульгатора (при контакте), облегчая переход молекул деэмульгатора на межфазную поверхность и адсорбционное вытеснение (пептизацию) частиц эмульгатора.

В результате действия обоих механизмов расход дорогостоящего ионогенного реагента-деэмульгатора при разрушении водонефтяных эмульсий снижается в 1,5-2 раза. При этом вследствие весьма малого количества (3-5 г/т) вводимой щелочи или кислоты изменение pH сточной воды, выделяющейся при разрушении эмульсии предлагаемым методом, практически не происходит.

Предлагаемый метод особенно перспективен для разрушения высокоустойчивых тяжелых эмульсий с асфальтенистым типом стабилизатора.

Пример 1. Проводилась теплохимическая деэмульсация водонефтяной эмульсии Гожанского месторождения (Пермская область), обводненность 30%, со следующими физико-химическими свойствами: плотность нефти, d²⁰ - 0,907 г/см³; плотность воды, d²⁰ - 1,06 г/см³; вязкость нефти, γ - 26,0 сСт; содержание в нефти, вес.%: смол - 15,16; асфальтенов - 4,45; парафинов - 4,9; тип стабилизатора эмульсии - асфальтеново-парафинистый.

Рабочие 1%-ные растворы неионогенного реагента-деэмульгатора (дисольван 4411) готовились растворением в воде, имеющей различные значения pH среды: 1, 3, 5, 7, 9, 11. Щелочная или кислотная среда воды достигалась путем добавления 0,1 н растворов NAOH или HCl. В пробы разрушаемой эмульсии дозировались расчетные количества растворов реагента-деэмульгатора, имеющие различные pH среды. После перемешивания в двухлопастной мешалке при n = 2000 об/мин в течение τ = 3 мин пробы помещались на термоотстой, через 2 ч определялось количество отстоявшейся воды. Результаты экспериментов представлены на фиг. 1, где кривая 1 - 60, 2 - 80, 3 - 100, 4 - 160 г/т. Видно, что pH среды рабочего раствора реагента оказывает существенное влияние на степень разрушения эмульсии. Наблюдается заметное понижение активности реагента при растворении его в воде, имеющей нейтральную среду, т.е. pH = 7 (кроме 1, 2, 3, фиг. 1). Повышение pH раствора реагента до 8-12 значительно увеличивает активность последнего. Аналогичное явление наблюдается при понижении pH раствора реагента ниже 3-4.

На фиг. 2 приведена зависимость глубины разрушения Гожанской эмульсии от расхода дисольвана 4411, водные растворы которого имели значение pH 3 - кривая 2, 7 - кривая 1, 9 - кривая 3.

Для полного разрушения эмульсии (содержание остаточной воды в нефти не более 0,5%) необходимо расход реагента довести до 160 г/т при pH его раствора, равного 7, 100 г/т - при pH = 3, 80 г/т - при pH = 9. Расход кислоты и щелочи для изменения pH раствора реагента незначителен и составляет 2-4 г/т каустической соды и 2-3 г/т - 40%-ной HCl (расход реагентов выражен в г на 1 т товарной нефти).

Предлагаемый способ подготовки нефти (кривые 2,3, фиг. 2) позволяет по сравнению с известным способом (кривая 1) при постоянстве всех других показателей сократить расход реагента-деэмульгатора (дисольвaн 4411) в 1,5-2 раза.

Пример 2. Проводилась теплохимическая деэмульсация 20%-ной водонефтяной эмульсии Сергеевского месторождения ("Уфа-нефть"), имеющей следующие физико-химические свойства: плотность нефти, d²⁰ - 0,878 г/см³; плотность воды, d²⁰ - 1,00 г/см³; вязкость нефти, γ - 25,7 сСт; содержание в нефти, вес.%: смол - 8,05; асфальтенов - 22,8; тип стабилизатора - парафинистый.

В качестве деэмульгаторов использовались 1%-ные водные растворы импортного реагента "Х-2647" и отечественного реагента "Проксамин НР-71". Рабочие растворы реагентов-деэмульгаторов готовились растворением в воде, имеющей pH среды 7, 9 и 3.

Эксперименты проводились аналогично приведенному выше в примере 1.

Результаты представлены на фиг. 3, 4.

Сергеевская водонефтяная эмульсия (фиг. 3) разрушается полностью при следующих удельных расходах "Х-2647": 120 г/т - при растворении реагента в воде, имеющей pH = 7; 65 г/т - при pH = 3; 50 г/т - при pH = 9. Менее активный отечественный неионогенный деэмульгатор "Проксамин НР-71" (фиг. 4) разрушает ту же эмульсию при более высоких расходах: 240 г/т - при pH = 7 раствора реагента; 190 г/т - при pH = 3; 170 г/т - при pH = 9.

Предлагаемый способ подготовки нефти (кривые 2, 3, фиг. 3, 4) позволяет по сравнению с известным способом (кривая 1, фиг. 3, 4) при постоянстве всех других показателей сократить расход реагента-деэмульгатора "Х-2647" в 1,5-2 раза, а реагента "Проксамин НР-71" в 1,3-1,8 разa.

В таблице обобщены результаты лабораторных экспериментов.

Использование предлагаемого способа приводит к значительному сокращению расхода дорогостоящих реагентов-деэмульгаторов, что сокращает затраты на подготовку нефти без дополнительных капитальных вложений.

Формула изобретения

Способ разрушения водонефтяной эмульсии путем введения в эмульсию водного раствора реагента-деэмульгатора, отличающийся тем, что разрушение водонефтяной эмульсии осуществляется водным раствором реагента-деэмульгатора, имеющего pH среды 8 - 12 или 2 - 4, при этом не требуется введение химреагента для нейтрализации среды.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5