RU2047647C1 - Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии - Google Patents
Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2047647C1 RU2047647C1 SU4934954A RU2047647C1 RU 2047647 C1 RU2047647 C1 RU 2047647C1 SU 4934954 A SU4934954 A SU 4934954A RU 2047647 C1 RU2047647 C1 RU 2047647C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- oil
- water
- destruction
- oil phase
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Сущность изобретения: стойкую водонефтяную эмульсию подают на отстой в отстойный аппарат, сверху которого дождеванием подают в эмульсию нагретую воду, снизу выводят неразрушенную эмульсию с концентрацией нефтяной фазы 10 25% на дополнительную обработку, которую проводят перемешиванием в присутствии деэмульгатора. 1 з. п. ф-лы. 5 табл.
Description
Изобретение относится к подготовке нефти на промыслах, в частности к разрушению стойких промежуточных слоев, обезвоживания ловушечных и амбарных эмульсий.
Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя путем подачи в него периодически 2%-ного раствора деэмульгатора в пресной воде (1).
Недостатком способа является длительность процесса, высокий расход деэмульгатора и малая эффективность очистки стойкой эмульсии от механических примесей.
Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя в процессах подготовки нефти путем добавления к промежуточному слою промывочной воды с добавлением деэмульгатора и доведением содержания водной фазы в системе до 70-75% с последующим подогревом системы до 50-80оС и перемешиванием в турбулентном режиме в течение 1-5 мин. (2).
Недостатком способа слабая эффективность отмывки механических примесей и неустойчивость процесса, связанная с необходимостью регулирования соотношения водной и нефтяной фазы при непрерывном уменьшении содержания воды в нефтяной эмульсии.
Наиболее близким способом к изобретению является способ разрушения стойких нефтяных эмульсий, в соответствии с которым в нагретую нефтяную эмульсию подают воду, и смесь нефти и воды направляют на отстой в отстойник, из отстойника осуществляют дренаж воды и неразрушенной эмульсии ("подрезка" промежуточного слоя), которые затем направляют на дополнительное разрушение, осуществляемое путем обработки реагентом-деэмульгатором и растворителем (широкой фракцией легких углеводородов) с последующим разделением в отстойнике на нефть, возвращаемую в процесс, и воду (3).
Недостатком способа является то, что в случае стойких эмульсий, содержащих механические примеси, не удается получить высокую степень разрушения эмульсии и удалить механические примеси из нефтяной фазы.
Целью изобретения является повышение эффективности разрушения стойкой водонефтяной эмульсии и удаление механических примесей из нефтяной фазы.
Цель достигается изобретением, согласно которому разрушение стойкой водонефтяной эмульсии осуществляют путем дождевания находящейся в отстойном аппарате стойкой водонефтяной эмульсии нагретой водой, отстоя и вывода с низа аппарата неразрушенной эмульсии, имеющей концентрацию нефтяной фазы 10-25% мас. и подачи ее на дополнительную обработку перемешиванием в присутствии деэмульгатора. Предпочтительно перед дождеванием вводить под неразрушенную эмульсию легкий углеводородный растворитель или обезвоженную нефть. В качестве легкого углеводородного растворителя можно использовать, например, широкую фракцию легких углеводородов, нестабильный бензин, ароматические фракции и т.п.
Способ по изобретению осуществляют следующим образом.
Стойкие промежуточные слои из технологических отстойников, ловушечные и амбарные эмульсии собираются в резервуаре. Если в резервуаре собрана преимущественно высоковязкая ловушечная и амбарная эмульсия, то в подстилающий слой воды на дне резервуара подается свежая нефтяная эмульсия или легкий углеводородный растворитель. Затем со дна резервуара откачивается балластная вода и в верхней части резервуара через маточник-распылитель осуществляется дождевание горячей промывочной воды. Капли воды прогревают слой нефти, очищают нефтяную фазу от кристаллических солей, стабилизаторов эмульсии и концентрируют механические примеси в промежуточном слое в донной части резервуара. Высококонцентрированный промежуточный слой с остаточным содержанием нефтяной фазы 10-20% отбирается со дна резервуара и направляется на разрушение в центробежный насос и смесители, где при турбулентном режиме происходит разрушение эмульсии по механизму "обращения фаз" и отмывка механических примесей из нефтяной воды в водную фазу. Далее прямая эмульсия при отстое делится на нефтяную фазу, которая подвергается глубокому обезвоживанию, и водную фазу, которая очищается от механических примесей отстоем. Очищенная вода нагревается и направляется повторно на дождевание.
П р и м е р 1. Стойкую ловушечную эмульсию после перемешивания встряхивают, заливают в делительные воронки и отстаивают при комнатной температуре в течение 0,2 мин первая, 5 мин вторая и далее 50, 300, 1500 мин каждая. Затем из нижней части каждой делительной воронки отбирают пробу промежуточного слоя с различным содержанием нефтяной и водной фазы (см. табл. 1).
К пробе добавляют деэмульгатор Дисольван 4411 из расчета 50 г/т, а затем пробу перемешивают в сосуде с мешалкой диаметром 2,8 см с интенсивностью 5000 об/мин и длительностью 1 мин. Общий объем эмульсии 200 мл, промывочную воду не добавляют. После перемешивания пробы ставили на отстой при комнатной температуре и определяли динамику отделения водной фазы (см. табл. 1). Из представленных в табл. 1 данных следует, что предварительное концентрирование стойкого промежуточного слоя с увеличением содержания водной фазы и уменьшением содержания нефтяной фазы (менее 25 об.) позволяет разрушать стойкий промежуточный слой по механизму "обращения фаз" путем интенсивного перемешивания с добавлением малого количества деэмульгатора. С увеличением содержания нефтяной фазы более 25% эффективность разрушения промежуточного слоя резко снижается и при содержании водной фазы менее 50-55% отделение водной фазы не наблюдается вообще.
Рекомендуемая степень концентрирования промежуточного слоя по содержанию нефти 15-25% С уменьшением содержания нефти менее 15% эффективность разрушения промежуточного слоя увеличивается несущественно, но значительно увеличивается время отстоя стойкой эмульсии.
П р и м е р 2. Ловушечные эмульсии с различной степенью концентрирования и содержания нефтяной фазы, см. пример 1, добавлялось равное количество воды при котором выполнялось условие содержания водной фазы не менее 70-75% для всех проб. Затем пробы эмульсии разрушались по механизму "обращение фаз", при перемешивании с различной интенсивностью и предварительным добавлением деэмульгатора во все пробы из расчета 100 г/м. Время перемешивания одна минута, время отстоя промежуточного слоя после перемешивания 30 мин. Из представленных в табл. 2 данных следует, что с уменьшением содержания нефтяной фазы в промежуточном слое увеличивается оптимальная интенсивность турбулентного перемешивания эмульсии.
П р и м е р 3. Ловушечные эмульсии с различной степенью концентрации и содержания нефтяной фазы (см. пример 1) перемешивались с интенсивностью 2000 об/мин в течение 1 мин с предварительным добавлением деэмульгатора 50 г/т. После разрушения прямая эмульсия разделялись, дренажная вода фильтровалась, осадок промывался и определялось содержание механических примесей стандартным методом. Из табл. 3 следует, что с уменьшением содержания нефтяной фазы в промежуточном слое увеличивается количество механических примесей, которые переходят (отмываются) из нефтяной в водную фазу.
П р и м е р 4. Ловушечная эмульсия перемешивалась и разливалась в делительные воронки, затем на дно воронки пипеткой вносилась маловязкая нефтяная эмульсия, затем осуществлялось дождевание крупными каплями (капля за каплей) различной длительности, затем из воронки отбирались пробы и проводилась обработка эмульсии согласно примера 3. Результаты заносились в табл. 4.
Из данных табл. 4 следует, что добавка маловязкой нефти в донную часть ловушечной эмульсии повышает эффективность отмывки механических примесей.
Добавка маловязкой нефтяной фазы также повышает глубину обезвоживания и обессоливания ловушечной эмульсии.
В табл. 5 приведены сравнительные технико-экономические показатели способа по изобретению и по известному ближайшему способу.
Claims (1)
1. СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ СТОЙКОЙ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ путем введения в нее воды при нагревании и отстоя в отстойном аппарате с выводом неразрушенной эмульсии с низа отстойного аппарата и подачи ее на дополнительную обработку в присутствии диэмульгатора, отличающийся тем, что, с целью повышения степени разрушения эмульсии и удаления механических примесей из нефтяной фазы, введение воды осуществляют дождеванием нагретой воды в отстойном аппарате и на дополнительную обработку, осуществляемую перемешиванием, выводят неразрушенную эмульсию, имеющую концентрацию нефтяной фазы, мас 10-25%
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед введением воды под неразрушенную эмульсию вводят легкий углеводородный растворитель или термохимически обезвоженную нефть.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед введением воды под неразрушенную эмульсию вводят легкий углеводородный растворитель или термохимически обезвоженную нефть.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4934954 RU2047647C1 (ru) | 1991-02-19 | 1991-02-19 | Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4934954 RU2047647C1 (ru) | 1991-02-19 | 1991-02-19 | Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2047647C1 true RU2047647C1 (ru) | 1995-11-10 |
Family
ID=21573827
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4934954 RU2047647C1 (ru) | 1991-02-19 | 1991-02-19 | Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2047647C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456445C1 (ru) * | 2011-09-19 | 2012-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ сепарации нефтяной эмульсии |
RU2694770C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-07-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки донных осадков в резервуаре |
-
1991
- 1991-02-19 RU SU4934954 patent/RU2047647C1/ru active
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 468946, кл. C 10G 33/06, 1972. * |
Авторское свидетельство СССР N 701136, кл. C 10G 33/06, 1977. * |
Проспект ВДНХ, ВНИИОЭНГ; N 4638, Т-06361, 1986. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456445C1 (ru) * | 2011-09-19 | 2012-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ сепарации нефтяной эмульсии |
RU2694770C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-07-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки донных осадков в резервуаре |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2962821B2 (ja) | エマルジョンから油および水を分離する方法 | |
JP2569101B2 (ja) | 解乳化−汚染除去剤 | |
US2761563A (en) | Method of treating water | |
CN105324472B (zh) | 用于纯化脂肪混合物的工艺和设备及包括燃料的相关产品 | |
US7097761B2 (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
US3623608A (en) | Water clarifier and separator | |
NO176170B (no) | Fremgangsmåte ved fjerning av vannlöselige organiske materialer fra oljeprosessvann | |
EP0910449A1 (en) | Process for recovering components of a float material from waste water treatment system | |
CA2105514C (en) | Method of removing water soluble organics from oil process water | |
RU2047647C1 (ru) | Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии | |
US1621475A (en) | Method and apparatus for treating petroleum hydrocarbons | |
US5853592A (en) | Method of removing water soluble organics from oil process water with an organic acid and a mineral acid having a plurality of pKa's | |
US5637223A (en) | Method of removing water soluble organics from oil process water | |
JP4679680B2 (ja) | 固形分含有油分の脱塩方法 | |
SU715613A1 (ru) | Способ обезвоживани нефти | |
CA2364831C (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
RU2076767C1 (ru) | Способ разделения водно-масляных шламов | |
WO2001074468A2 (en) | Processes for separation of oil/water emulsions | |
SU1017684A1 (ru) | Способ очистки сточных вод от животных жиров | |
SU1611923A1 (ru) | Способ обезвоживани и обессоливани нефти | |
SU1134214A1 (ru) | Способ обессоливани нефти | |
RU2705096C1 (ru) | Способ разрушения водонефтяных эмульсий | |
RU2057162C1 (ru) | Способ обработки стойких нефтяных эмульсий, содержащих механические примеси | |
SU688443A1 (ru) | Способ очистки сточных вод производства эпоксидных смол | |
US3625882A (en) | Clarifying oil-contaminated water by flotation in a closed system |