RU2158749C2

RU2158749C2 - Crude oil demulsification process

Info

Publication number: RU2158749C2
Application number: RU97100222A
Authority: RU
Inventors: Р.Р. Ахсанов; Ю.М. Абызгильдин; Э.Г. Маннанов; З.Н. Зиякаев
Original assignee: Институт проблем транспорта энергоресурсов "ИПТЭР"
Priority date: 1997-01-06
Filing date: 1997-01-06
Publication date: 2000-11-10

Abstract

FIELD: crude oil treatment. SUBSTANCE: process is carried out treating crude oil preheated to 70-90 C in hydrocyclone in the form of centrally oriented gas-vapor flow, which is then condensed on cooling and freed from noncondensable components. Light hydrocarbon is combined with crude oil emulsion. Process is appropriate for destroying oil-in-water and inverse types of emulsions. EFFECT: reduced consumption of demulsifier and light hydrocarbons. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к способам разрушения нефтяных эмульсий прямого и обратного типа и может быть использовано в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. The invention relates to methods for breaking oil emulsions of direct and reverse type and can be used in the oil and oil refining industries.

Известны способы деэмульгирования нефти в ее различные фракции. Известно, например, использование в качестве разбавителя легкой нефти, газойля, бензина, толуола, ксилола, легких нефтепродуктов. Known methods for demulsifying oil in its various fractions. It is known, for example, to use light oil, gas oil, gasoline, toluene, xylene, light oil products as a diluent.

Известен способ деэмульгации нефти путем обработки ее композицией неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) с водой, содержащей фракцию нестабильного бензина с температурой кипения 298-363K (2-90^oC) или нормального гексана при соотношении компонентов, мас.% /1/:
Неионогенное ПАВ - 0,007-0,07
Фракция нестабильного бензина с Т_кип 298-363K (25-90^oC) или нормальный гексан - 15-40
Вода - До 100
Недостаток - низкая эффективность способа при обработке множественных эмульсий, выражающаяся в длительном времени отстаивания эмульсии, т.е. ее деэмульсации, большой расход фракции нестабильного бензина с Т_кип 298-363K (25-90^oC) или нормального гексана, а также неионогенного ПАВ /авт. св. СССР 647336, C 10 G 33/04, 15.02.79/.A known method of demulsification of oil by treating it with a composition of a nonionic surfactant (SAS) with water containing a fraction of unstable gasoline with a boiling point of 298-363K (2-90 ^o C) or normal hexane in the ratio of components, wt.% / 1 /:
Nonionic surfactant - 0.007-0.07
The fraction of unstable gasoline with T _bale 298-363K (25-90 ^o C) or normal hexane - 15-40
Water - Up to 100
The disadvantage is the low efficiency of the method in the processing of multiple emulsions, expressed in the long settling time of the emulsion, i.e. its demulsification, a large consumption of the fraction of unstable gasoline with T _bale 298-363K (25-90 ^o C) or normal hexane, as well as nonionic surfactant / ed. St. USSR 647336, C 10 G 33/04, 15.02.79 /.

Наиболее близким техническим решением по своей сущности является способ деэмульсации нефти, заключающийся в обработке эмульсии композицией, дополнительно содержащей ароматические углеводороды при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неионогенное ПАВ - 0,007 - 0,04
Фракция нестабильного бензина с Т_кип = 298-363K (25-90^oC) или нормальный гексан - 13-20
Ароматические углеводороды - 3-20
Вода - До 100
Композицию вводят в виде эмульсии "масло в воде", стабилизированной ПАВ. Количество вводимой эмульсии должно составлять 5-15 мас.% к нефтяной эмульсии. По мнению авторов подача менее 5 вес.% данной композиции не приводит к существенной интенсификации процесса отстаивания, т.е. деэмульсации эмульсии, а подача более 15 мас.% экономически не выгодна. Недостаток - повышенный расход фракции нестабильного бензина с Т_кип = 298-363K (25-90^oC) или нормального гексана и ароматических углеводородов, а также наиболее дорогостоящего компонента - неионогенного ПАВ. Кроме того, состав композиции представляет собой сумму множества отдельных индивидуальных компонентов и наибольшая эффективность этой композиции достигается при определенной последовательности перемешивания их, что вносит элемент сложности для приготовления этой композиции особенно в промысловых условиях /А.С.СССР 910735, C 10 G 33/04, 07.03.82/.The closest technical solution in essence is a method of demulsification of oil, which consists in processing the emulsion with a composition additionally containing aromatic hydrocarbons in the following ratio of components, wt.%:
Nonionic surfactant - 0.007 - 0.04
The fraction of unstable gasoline with T _bale = 298-363K (25-90 ^o C) or normal hexane - 13-20
Aromatic hydrocarbons - 3-20
Water - Up to 100
The composition is administered in the form of an oil-in-water emulsion stabilized with a surfactant. The amount of emulsion introduced should be 5-15 wt.% To the oil emulsion. According to the authors, the supply of less than 5 wt.% Of this composition does not lead to a significant intensification of the settling process, i.e. demulsification of the emulsion, and the supply of more than 15 wt.% is not economically viable. The disadvantage is the increased consumption of the fraction of unstable gasoline with T _bale = 298-363K (25-90 ^o C) or normal hexane and aromatic hydrocarbons, as well as the most expensive component - nonionic surfactant. In addition, the composition of the composition is the sum of many individual individual components and the greatest efficiency of this composition is achieved with a certain sequence of mixing them, which introduces an element of complexity for the preparation of this composition, especially in field conditions / А.СССССР 910735, C 10 G 33/04 03.03.82 /.

Известные способы разрушения адсорбционно-сольветных слоев основаны на применении для этих целей ПАВ, синтезированных на основе различных растворителей, отличающихся избирательностью действия на определенный тип стабилизаторов нефтяной эмульсии. Known methods for the destruction of adsorption-solvate layers are based on the use for these purposes of surfactants synthesized based on various solvents, characterized by the selectivity of action on a certain type of stabilizers of oil emulsion.

Цель изобретения - повышение эффективности способа путем снижения расхода реагента - деэмульгатора и легких углеводородов. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method by reducing the consumption of reagent - demulsifier and light hydrocarbons.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве легкой углеводородной фракции используют продукт, полученный при обработке предварительно нагретой до температуры 70-90^oC нефти в гидроциклоне в виде центрального паро-газового потока с последующей его конденсацией при охлаждении и отделении от несконденсировавшихся газов.This goal is achieved by the fact that as a light hydrocarbon fraction, a product obtained by processing oil preheated to a temperature of 70-90 ^o C in a hydrocyclone in the form of a central vapor-gas stream with its subsequent condensation upon cooling and separation from non-condensed gases is used.

Отличительным признаком данного способа деэмульгирования нефти является ввод в нефтяную эмульсию смеси легких сконденсированных углеводородов, полученных с помощью гидрокциклона. Вводимая смесь оказывает воздействие на стабилизирующий эффект микрокристаллов высокомолекулярных парафинов и церезинов и мицелл асфальтено-смолистых веществ. Это воздействие наиболее эффективно при температурах процесса, равных или близких к температурам кипения углеводородов, составляющих данную смесь. Кроме того, вводимые легкие углеводороды интенсивно перемешиваются при числах Рейнольдса не менее Re= 100.000. A distinctive feature of this method of oil demulsification is the introduction into the oil emulsion of a mixture of light condensed hydrocarbons obtained using hydrocyclone. The introduced mixture affects the stabilizing effect of microcrystals of high molecular weight paraffins and ceresins and micelles of asphaltene-resinous substances. This effect is most effective at process temperatures equal to or close to the boiling points of the hydrocarbons that make up this mixture. In addition, the introduced light hydrocarbons are intensively mixed at Reynolds numbers of at least Re = 100,000.

При этом оказывается, что разрушение бронирующих оболочек на поверхности капель воды связано как с адсорбцией молекул реагента на коллоидных частицах стабилизаторов, так и взаимодействующих легких углеводородов с частицами природных стабилизаторов при такой ориентации, которая повышает степень средства этих частиц с окружающей нефтью и сообщает им индуцированную растворимость. Это делает возможным более ускоренный переход частиц с поверхности капель в объем нефти, не ухудшая товарного качества последнего и одновременно ухудшая качество сбрасываемой воды. Ввод легких углеводородов, полученных с помощью гидроциклона (ГЦ), обеспечивает:
наиболее быстрый и эффективный массообмен между деэмульгатором и дисперсной фазой эмульсии за счет роста кратности числа столкновений, а следовательно, повышения эффективности сталкиваний капель между собой и со стенками оборудования из-за уменьшения времени начала действия деэмульгатора после его ввода в поток, обусловленного увеличением смеси, а значит, снижением его вязкости;
увеличение в несколько раз скорости процесса отделения воды от нефти, т. к. многократные процессы коалесценции и дробления капель под действием турбулентных пульсаций в высокоскоростном газоэмульсионном потоке создают равномерное распределение деэмульгатора между каплями дисперсной фазы-пластовой воды, создают одинаковые условия для удаления природных эмульгаторов с поверхности каждой капельки;
снижение расхода деэмульгатора, синергизм действия деэмульгатора при добавках легких углеводородов, полученных с помощью ГЦ за счет взаимодействия составляющих смеси с соответствующими компонентами бронирующих оболочек;
сокращение времени отстоя при постоянных расходах деэмульгатора за счет уменьшения длины трубопровода, на котором завершается процесс доставки деэмульгатора до всех капель пластовой воды и последующая диффузия реагента в бронирующую оболочку, причем при подготовке нефти в газонасыщенном состоянии создаются выгодные гидродинамические условия работы коллектора. Образование почти в самом начале коллектора неустойчивой эмульсии приводит к снижению гидродинамического сопротивления практически на всей ее протяженности.It turns out that the destruction of the armor shells on the surface of water droplets is associated both with the adsorption of reagent molecules on colloidal particles of stabilizers, and interacting light hydrocarbons with particles of natural stabilizers in such an orientation that increases the degree of the means of these particles with the surrounding oil and informs them of the induced solubility . This makes it possible to more quickly transfer particles from the surface of the droplets to the volume of oil, without affecting the commercial quality of the latter and at the same time degrading the quality of the discharged water. The input of light hydrocarbons obtained using a hydrocyclone (HZ) provides:
the fastest and most efficient mass transfer between the demulsifier and the dispersed phase of the emulsion due to an increase in the number of collisions and, consequently, an increase in the efficiency of collisions of droplets with each other and with the walls of the equipment due to a decrease in the time of the onset of the action of the demulsifier after it is introduced into the flow due to an increase in the mixture means a decrease in its viscosity;
a several-fold increase in the speed of the process of separating water from oil, because multiple processes of coalescence and crushing of droplets under the action of turbulent pulsations in a high-speed gas-emulsion flow create a uniform distribution of the demulsifier between drops of dispersed phase-produced water, create the same conditions for removing natural emulsifiers from the surface each droplet;
reduced consumption of the demulsifier, the synergistic effect of the demulsifier with the addition of light hydrocarbons obtained with the help of HZ due to the interaction of the components of the mixture with the corresponding components of the armor shells
reduction of sludge time at constant costs of the demulsifier by reducing the length of the pipeline at which the process of delivery of the demulsifier to all drops of formation water and the subsequent diffusion of the reagent into the armor shell is completed, and when the oil is prepared in a gas-saturated state, favorable hydrodynamic working conditions of the reservoir are created. The formation of an unstable emulsion almost at the very beginning of the reservoir leads to a decrease in hydrodynamic resistance over almost its entire length.

Кроме того, известные технические решения, связанные с использованием углеводородного сырья (газойль, бензин и т.д.), не позволяют достичь цели изобретения, ибо сам механик их действия значительно отличается от продукта, полученного в результате предварительно нагретой нефти в гидроциклоне, хотя и этот продукт получаем из нефти. In addition, the well-known technical solutions associated with the use of hydrocarbon raw materials (gas oil, gasoline, etc.) do not allow to achieve the purpose of the invention, because the mechanics of their action are significantly different from the product obtained as a result of pre-heated oil in a hydrocyclone, although this product is derived from oil.

Ректификационный бензин, практически любой марки, не содержит в своем составе C₂, C₃, бензола и других легких компонентов. Он не разрушает бронирующую оболочку; не растворяет парафины и, кроме того, требуется бензина в 5-6 раз больше, чем продукта в предлагаемом изобретении. А как известно, цементирующую основу бронирующей оболочки составляют смолы, а отсюда и неоправданно повышенный расход реагента-эмульгатора или бензина. Полученный же продукт содержит широкую гамму углеводородов и для его эффективного воздействия на процесс деэмульгирования нефти требуется незначительное количество, что приводит к значительной экономии расхода реагента-деэмульгатора. При использовании нового продукта расход реагента-деэмульгатора сокращается в 5-6 раз.Distillation gasoline, practically of any brand, does not contain C ₂ , C ₃ , benzene and other light components. It does not destroy the armor shell; does not dissolve paraffins and, in addition, gasoline is required 5-6 times more than the product in the present invention. And as you know, the cementing base of the armor shell is made up of resins, and hence the unreasonably increased consumption of emulsifier reagent or gasoline. The resulting product contains a wide range of hydrocarbons and for its effective impact on the process of demulsification of oil requires a small amount, which leads to significant savings in the consumption of reagent demulsifier. When using a new product, the consumption of demulsifier reagent is reduced by 5-6 times.

На чертеже приведена технологическая схема для получения легких углеводородов. The drawing shows a flow diagram for producing light hydrocarbons.

Схема включает резервуар 1 предварительного сброса воды, насос 2, теплообменник 3 для нагрева эмульсии до 40-50^oC, отстойник 4 и 5 первой и второй ступени, печь 7 для нагрева нефти до 70-90^oC, гидроциклонную установку 8, установленную на сборнике 6 стабильной нефти, каплеуловитель 9 для отделения капельной нефти, конденсатор-холодильник 10 и бензосепаратор 11, в котором конденсат отделяют от газа.The scheme includes a tank 1 for preliminary water discharge, pump 2, a heat exchanger 3 for heating the emulsion to 40-50 ^° C, a sump 4 and 5 of the first and second stages, a furnace 7 for heating oil to 70-90 ^° C, a hydrocyclone installation 8 installed on a stable oil collector 6, a droplet eliminator 9 for separating drip oil, a condenser-cooler 10 and a gas separator 11, in which the condensate is separated from the gas.

Согласно технологической схеме, реализующей данный способ, эмульсию 1500-2000 м³/сутки из резервуара предварительного сброса воды 1 подают на прием сырьевого насоса 2 с остаточным содержанием воды 10-30% и перекачивают через теплообменники 3, где ее нагревают до 313-323K (40-50^oC). Далее эмульсию подвергают термохимическому обезвоживанию и обессоливанию в отстойниках первой и второй 5 ступени по три емкости объемом 115 м³. На ступени обессоливания подают пресную воду в количестве 7-10% об., а на прием сырьевого насоса - реагент-деэмульгатор. Обессоленную нефть подают в печь П-16 7, где нагревают до 343-363K (70-90^oC). Далее, этот поток направляют в гидроциклонную установку 8, установленную на сборнике стабильной нефти 6 объемом 100 м³. В гидроциклоне поток нефти равномерно распределяется по всем гидроциклонным элементам за счет тангенциально направленного ввода в камеру распределения и с помощью специального устройства интенсивно закручивается в них. В периферийной области концентрируется более тяжелая часть нефти, а в центре вращения потока образуется парогазовый шнур. Наиболее легкая среда концентрируется в центре вращения потока и удаляется в виде парожидкостной смеси в каплеуловитель 9, в котором отделяется унесенная капельная нефть. Парогазовую смесь из каплеуловителя подают далее через конденсатор-холодильник 10 и в виде конденсата с газом направляют в бензосепаратор 11, где конденсат отделяют от газа. Сухой газ используют в качестве топлива печи. Сконденсированные легкие углеводороды в количестве 2-5% об. под собственным давлением подают на прием сырьевого насоса 2 и интенсивно перемешивают с эмульсией. Количество вводимых в сырье легких углеводородов можно варьировать путем накопления их в бензосепараторе. Наиболее оптимальным считается давление продукта на входе в гидроциклонную установку 0,35 - 0,40 МПа (3,5 - 4,0 кгс/см²) вследствие выделения максимального количества парогазовой смеси и наименьшего уноса капельной жидкости (около 8% об.), и наименьшее значение ДНП получаемой товарной нефти (от 26,7 КПа до 33,3 КПа или от 200 до 250 мм рт.ст. ) с одновременным максимальным выходом сконденсированных легких углеводородов (1,1 + 2,2% мас.). Накопленную в каплеуловителе 9 нефть откачивают насосом в линию товарной нефти. В емкости сбора стабильной нефти 6 и емкости-каплеуловителе 9 поддерживают давление в пределах 1,1 - 1,2 кгс/см².According to the technological scheme that implements this method, an emulsion of 1500-2000 m ³ / day from the preliminary water discharge tank 1 is fed to a feed pump 2 with a residual water content of 10-30% and pumped through heat exchangers 3, where it is heated to 313-323K ( 40-50 ^o C). Next, the emulsion is subjected to thermochemical dehydration and desalination in the settlers of the first and second 5 stages in three containers with a volume of 115 m ³ . Fresh water in the amount of 7-10% vol. Is supplied at the desalination stage, and a demulsifier reagent is used to receive the raw pump. Desalted oil is fed into the furnace P-16 7, where it is heated to 343-363K (70-90 ^o C). Further, this flow is directed to a hydrocyclone unit 8 installed on a stable oil collector 6 with a volume of 100 m ³ . In a hydrocyclone, the oil flow is evenly distributed over all hydrocyclone elements due to the tangentially directed entry into the distribution chamber and, using a special device, is intensively twisted into them. The heavier part of the oil is concentrated in the peripheral region, and a vapor-gas cord is formed in the center of rotation of the stream. The lightest medium is concentrated in the center of rotation of the stream and is removed as a vapor-liquid mixture into a droplet eliminator 9, in which the entrained drop oil is separated. The vapor-gas mixture from the droplet separator is then fed through a condenser-cooler 10 and in the form of condensate with gas is sent to a gas separator 11, where the condensate is separated from the gas. Dry gas is used as fuel for the furnace. Condensed light hydrocarbons in an amount of 2-5% vol. under own pressure serves on reception of the raw material pump 2 and intensively mix with an emulsion. The amount of light hydrocarbons introduced into the feed can be varied by accumulating them in a gas separator. The most optimal pressure is considered to be the product pressure at the inlet to the hydrocyclone installation 0.35 - 0.40 MPa (3.5 - 4.0 kgf / cm ² ) due to the allocation of the maximum amount of gas-vapor mixture and the smallest entrainment of the droplet liquid (about 8% vol.), and the lowest value of the DNP of the obtained commercial oil (from 26.7 KPa to 33.3 KPa or from 200 to 250 mm Hg) with a simultaneous maximum yield of condensed light hydrocarbons (1.1 + 2.2% wt.). The oil accumulated in the droplet eliminator 9 is pumped out to a commercial oil line by a pump. The pressure in the range of 1.1 - 1.2 kgf / cm ^{2 is} maintained in the stable oil collecting tank 6 and the droplet eliminating tank 9.

Эффективность технологии подготовки нефти с применением легких углеводородов, полученных с помощью поля центробежных сил гидроциклона, определялась по качеству подготовленной нефти (по группам качества нефти согласно ГОСТ 9965-76), расходу реагента-деэмульгатора на УПН, температуре обработки эмульсии. Для сравнения эффективности этой технологии были проведены испытания технологии подготовки нефти без применения легких углеводородов в качестве интенсификатора процесса. Испытания показали, что температура нагрева нефти в печи 7 составила 363-383K (90-110^oC), расход реагента-деэмульгатора увеличился до 100-120 г/т подготовленной нефти, при сбоях в технологическом режиме из-за неудовлетворительной работы системы поддержания пластового давления установка подготовки нефти более продолжительное время не могла войти в нормальный режим работы, чем при технологии подготовки нефти с применением легких углеводородов.The effectiveness of the oil preparation technology using light hydrocarbons obtained using the hydrocyclone centrifugal force field was determined by the quality of the prepared oil (by the oil quality groups according to GOST 9965-76), the flow rate of the demulsifier reagent on UPN, and the processing temperature of the emulsion. To compare the effectiveness of this technology, tests were conducted on the technology of oil preparation without the use of light hydrocarbons as a process intensifier. Tests showed that the temperature of oil heating in furnace 7 was 363-383K (90-110 ^o C), the consumption of demulsifier reagent increased to 100-120 g / t of prepared oil, in case of failures in the technological mode due to unsatisfactory operation of the reservoir maintenance system For a longer time, the oil treatment unit could not enter normal operation than with the technology of oil preparation using light hydrocarbons.

Контроль эффективности процесса подготовки нефти по данному способу осуществлялся при различных дозировках легких углеводородов. Контрольные опыты с введением 11% об. легких углеводородов показали, что заметного улучшения качества нефти и снижения расхода реагента по сравнению с добавкой 2-5% об. углеводородов не наблюдается (см.таблицу). При подаче 2-5% об. достигнуто снижение расхода реагента на подготовку нефти на 30% и более без ухудшения качества товарной нефти по содержанию солей и воды. Monitoring the effectiveness of the oil preparation process by this method was carried out at various dosages of light hydrocarbons. Control experiments with the introduction of 11% vol. light hydrocarbons showed that a marked improvement in oil quality and lower reagent consumption compared with the addition of 2-5% vol. hydrocarbons are not observed (see table). When applying 2-5% vol. a decrease in reagent consumption for oil preparation by 30% or more was achieved without deterioration of the quality of salable oil in terms of salt and water content.

Качество подготовленной нефти без применения и с применением сконденсированных легких углеводородов, полученных с помощью гидроциклона , показано в таблице. The quality of the prepared oil without and using condensed light hydrocarbons obtained using a hydrocyclone is shown in the table.

В цехе подготовки перекачки нефти НГДУ "Октябрьскнефть" были проведены испытания эффективности двух технологий. Эффективность подготовки нефти определялась по качеству подготовки нефти, расходу реагента-деэмульгатора, температуре обработки эмульсии в печи. При подготовки нефти с использованием продукта, полученного в центробежном поле гидроциклона, в количестве от 2 до 5% об. расход реагента-деэмульгатора составил в среднем 15-30 г/т, температура подогрева нефти в печи - 90-100^oC.In the oil pumping preparation workshop of the Oktyabrskneft Oil and Gas Production Unit, the effectiveness of two technologies was tested. The efficiency of oil preparation was determined by the quality of oil preparation, the consumption of demulsifier reagent, the temperature of the processing of the emulsion in the furnace. When preparing oil using a product obtained in a centrifugal field of a hydrocyclone, in an amount of from 2 to 5% vol. the consumption of demulsifier reagent averaged 15-30 g / t, the temperature of oil heating in the furnace is 90-100 ^o C.

При подготовке нефти по известной технологии расход реагента-деэмульгатора составил 100-110 г/т, температура подогрева нефти в печи - 100-120^oC.When preparing oil using a known technology, the consumption of demulsifier reagent was 100-110 g / t, the temperature of oil heating in the furnace was 100-120 ^o C.

Использование предлагаемого изобретения позволит не только значительно сократить расход реагента-деэмульгатора, но и углеводородного сырья. The use of the invention will not only significantly reduce the consumption of reagent demulsifier, but also hydrocarbon raw materials.

Claims

The method of demulsification of oil by processing it when heated with a light hydrocarbon fraction, characterized in that the product obtained from the processing of oil preheated to a temperature of 70 - 90 ^o C in a hydrocyclone in the form of a central vapor-gas stream with its subsequent condensation upon cooling is used as a light hydrocarbon fraction and separation from non-condensing gases.