RU2198200C2

RU2198200C2 - Способ разрушения стойкой нефтяной эмульсии

Info

Publication number: RU2198200C2
Application number: RU2000100862A
Authority: RU
Inventors: Р.Ф. Хамидуллин; Н.С. Гараева; Р.Х. Фассахов
Original assignee: Казанский государственный технологический университет
Priority date: 2000-01-11
Filing date: 2000-01-11
Publication date: 2003-02-10

Abstract

Изобретение относится к подготовке нефти на промыслах и установках переработки нефтяных шламов и ловушечных нефтей. Способ разрушения стойких нефтяных эмульсий осуществляют путем введения в эмульсию деэмульгатора типа блок-сополимера окисей этилена и пропилена в смеси с реагентом, а также воды с последующим нагреванием и перемешиванием. Введение воды в эмульсию проводят перед введением деэмульгатора. В качестве неионогенного деэмульгатора используют Дисолван 4490, а в качестве реагента - α-(1-оксо-9-октадеценил)-ω-гидрокси-поли(окси-1,2-этандил). Дополнительно вводят тринатрийфосфат - Na₃РО₄. Соотношение мас. % соответственно 1:1,5:3,0. Предпочтительно используют пластовую воду. Нагревание ведут до 60^oС. Технический результат - повышение глубины разрушения стойких нефтяных эмульсий, упрощение способа и возможность утилизации нефтяных отходов. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 ил.

Description

Изобретение относится к области подготовки нефти на промыслах и установках переработки нефтяных шламов и ловушечных нефтей, в частности к способам разрушения особо устойчивых нефтяных эмульсий, стабилизированных большим количеством механических примесей, при обезвоживании и обессоливании нефти.

Известен способ разрушения устойчивой эмульсии Жирновской нефти. В лабораторных экспериментах удавалось получать практически полное разрушение устойчивой эмульсии, содержащей до 1,5 мас.% механических примесей, при добавлении минерализованной воды до общего содержания 80 об.%. Расход деэмульгатора составлял 100 г/т, температура процесса - 50-60^oС, время отстаивания - 1,0-2,0 ч. Положительные результаты были получены и без дозировки деэмульгатора при добавлении в соленую промывочную воду кислоты или щелочи в объемах, обеспечивающих рН, соответственно, 4 и 10 ед (см. 1 - Митрофанов А.З. , Гиниятуллин И. И. Обезвоживание стойких эмульсий методом обращения фаз //Нефтепромысловое дело. - 1981. - 7, - с. 30-32; 2 - Разработка технологии обезвоживания подтоварной эмульсии в Жирновском НГДУ: Отчет /ВолгоградНИПИнефть; Руководитель работы А. З. Митрофанов - заказ - наряд 0136201.703.0147501.82.3861. - Волгоград, 1983, - 96 с.).

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти, в котором с целью повышения деэмульгирующей активности используемой композиции она содержит компоненты в следующем соотношении, мас. %: неионогенный деэмульгатор на основе блоксополимера окисей этилена и пропилена 5-7; алкилбензолсульфонат 6-8; тетраборат натрия 2,0-2,5; вода до 100 (см. 3 - Патент РФ 1416507, МПК С 10 G 33/04, БИ 30, 15.08.88).

Известен способ разрушения стойкого промежуточного слоя введением деэмульгатора и пресной воды с последующим нагревом и перемешиванием. В качестве деэмульгатора используют маслорастворимый деэмульгатор типа блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина в смеси с реагентом на основе сульфоната, например, МЛ-72 и легким бензиновым дистиллятом, взятыми в количестве 0,15-0,3 кг/т нефти, 1,0-2,0 кг/т нефти и 80-100 кг/т нефти, соответственно. Введение пресной воды проводят после введения деэмульгатора до достижения обводненности эмульсии 80-90 мас.%. Нагрев полученной эмульсии проводят до температуры на 5-15^oС выше температуры начала ее кипения (см. 4 - Патент РФ 1360185, МПК С 10 G 33/04, БИ 18, 1994 г.).

Недостатком известных способов является то, что при использовании композиций реагентов эффективное разрушение стойкой нефтяной эмульсии, представляющей собой нефтяной шлам - смесь ловушечных и амбарных нефтей с повышенным содержанием механических примесей, не достигается.

На нефтяных промыслах значительные объемы таких продуктов накапливаются в результате формирования так называемых стойких промежуточных эмульсионных слоев, образующихся в отстойных аппаратах за счет концентрирования их на границе раздела фаз нефть-вода. Ловушечные нефти являются некондиционной продукцией - эмульсиями вторичного происхождения, которые образуются в результате периодического вывода из технологической цепочки промежуточных слоев. Амбарные нефти - это отходы складирования промежуточных слоев и ловушечных нефтей. Нефтяные шламы - это концентраты нефтей с механическими примесями после многократной обработки вышеперечисленных видов некондиционной продукции на установках подготовки нефти. Негативная роль образующихся в подготовке нефти подобных эмульсионных систем сводится к тому, что нефтяная промышленность теряет до 5% ценного углеводородного сырья за счет потерь некондиционной продукции. Ввиду высокой устойчивости этих эмульсий механические примеси из нефтяной фазы отделяются не полностью, препятствуя тем самым эффективному разделению системы на три фазы: нефть, воду и твердые частицы.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение глубины разрушения стойких нефтяных эмульсий, упрощение способа разрушения и утилизация нефтяных отходов путем вовлечения их в объемы сырья для получения товарной продукции.

Поставленная задача решается способом разрушения стойких нефтяных эмульсий путем введения неионогенного деэмульгатора типа блокосополимера окисей этилена и пропилена в смеси с реагентом и добавлением воды для обводнения эмульсии, нагревом и перемешиванием. Причем введение воды в эмульсию проводят перед введением деэмульгатора, в качестве неионогенного деэмульгатора используют Дисолван 4490, в качестве реагента - α-(1-оксо-9-октадеценил)-ω-гидрокси- поли (окси -1,2-этандил) и дополнительно вводят тринатрийфосфат - Na₃PO₄ при их соотношении мас.% соответственно 1:1,5:3,0. Способ осуществим также при использовании пластовой воды для обводнения эмульсии, нагревании до 60^oС.

Способ осуществляют следующим образом. Пробы стойкой нефтяной эмульсии отбирали из открытых емкостей - нефтеловушек с разрывом во времени приблизительно 1 месяц. Исследованные эмульсии можно классифицировать не только как эмульсии обратного типа, т.е. В/М, но и "множественные" (фиг.1). Так в дисперсной фазе (глобулы воды) диспергированы капли нефти и частицы механических примесей, что придает системе эмульсионно-суспензионный характер. Пробы дополнительно обводняют до 80 об.%, вводят неионогенный деэмульгатор Дисолван 4490, α-(1-оксо-9-октадеценил)-ω-гидрокси-поли(окси-1,2-этандил)-Олеокс-5 и тринатрийфосфат. Затем пробы с компонентами тщательно перемешивают. Перемешанные смеси нагревают до температуры 60^oС, традиционно применяемой в промысловой подготовке нефти, и отстаивают. Нефть и отделившуюся воду подвергают физико-химическому анализу.

Характеристики исследованных эмульсий приведены в табл. 1.

Характеристики использованных веществ: Дисолван 4490 - неионогенный деэмульгатор типа блок-сополимер окисей этилена и пропилена (см. 5 - Позднышев Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий - М., Недра, 1982, с.73); Олеокс-5- α-(1-оксо-9-октадеценил)-ω-гидрокси-поли (окси-1,2-этандил), молекулярная масса 503, число омыления 108-120 мг КОН/г, ГЛБ=8,6, С₁₇Н₃₃СОО(С₂Н₄О)₅Н (см. 6 - ТУ 6-14-314-85); тринатрийфосфат - Na₃PO₄, t_пл= 1340^oC, компонент моющих средств, текстильно-вспомогательное вещество (см. 7 - Химический энциклопедический словарь -М., Сов. Энциклопедия, 1983, с.363).

Пример конкретного выполнения: проба стойкой нефтяной эмульсии отбиралась из открытых емкостей - нефтеловушек установки переработки нефтешламов (НШУ 1) ЗАО "Татойлгаз" АО "Татнефть". Эмульсия представляет собой высоковязкую (ν₂₀=1159^-6 м²/с при 20^oС) и высококонцентрированную смесь, содержащую 1326 мг/л сульфида железа, 59 мас.% воды, 16532 мг/л солей и большое количество механических примесей 2,52 мас. %. Навеска каждой пробы, взятой для деэмульсации, составляет 100 мл. В пробы эмульсии вводят дополнительно воду - 35,6 мл, до общей обводненности нефти 80 об.%, деэмульгатор маслорастворимого типа Дисолван 4490 - 400 г/т, Олеокс-5 - 600 г/т и тринатрийфосфат - 1200 г/т. Затем пробы с введенными компонентами тщательно перемешивают на лабораторной мешалке с числом оборотов 1500 об/мин в течение 10 минут. Перемешанные смеси нагревают до 60^oС и отстаивают в течение 2 часов. Нефть и отделившуюся воду подвергают физико-химическому анализу. Вязкость обрабатываемой эмульсии после введения в нее раствора реагентов и воды, нагрева и перемешивания с 1159•10^-6 м²/с снизилась до 24•10^-6 м²/с. По динамике отстоя - отделению воды от нефти, остаточному содержанию в нефти воды, солей, сульфида железа и механических примесей - оценивают глубину разрушения стойких нефтяных эмульсий. Условия разрушения эмульсии, количество введенных реагентов, а также полученные результаты приведены в табл. 2, 3.

При использовании в способе разрушения стойкой нефтяной эмульсии смесей Дисолван 4490 и Олеокс-5, взятых с общим удельным расходом 1000 г/т при различных соотношениях, был установлен синергетический эффект в их совместном действии. На фиг. 2 и 3 представлены зависимости изменения поверхностно-активных свойств композиций реагентов от их соотношения и результаты деэмульсации нефтешлама 1. Из них видно, что композиция, содержащая 40% маслорастворимого деэмульгатора Дисолван 4490 и 60% водорастворимого Олеокс-5, обладает комплексом поверхностно-активных свойств, не присущих каждому из реагентов, взятых в отдельности. Из этого следует, что данная композиция способна проявлять как моюще- и смачивающе-пептизирующее действие по отношению к дисперсным частицам природных эмульгаторов и механических примесей, так и функцию разрушения структурно-механического барьера на бронирующих оболочках глобул воды в нефти за счет вытеснения стабилизаторов с границы раздела фаз. По своей природе частицы сульфида железа, будучи гидрофобными, способны связывать молекулы реагентов - деэмульгаторов на своей развитой поверхности, снижая при этом общую активность композиции. Для снижения агрегативной устойчивости эмульсии и, следовательно, перехода определенной части сульфида железа в водную, используемая в способе композиция содержит тринатрийфосфат при соотношении реагентов в композиции Дисолван 4490 : Олеокс-5 : щелочной агент, мас.%, соответственно 1:1,5:3. Изменение соотношения реагентов не позволяет решить поставленную задачу, т.к. по остаточному содержанию воды, солей, сульфида железа и механических примесей после разрушения эмульсии нефть не соответствует требованиям ГОСТ 9965-76. В табл. 4 приведены результаты деэмульсации нефтешлама 1 с использованием трех композиций, содержащих различные щелочные агенты. Результаты показывают, что композиция на основе тринатрийфосфата позволяет достаточно эффективно разрушать стойкую нефтешламовую эмульсию с получением нефти требуемого качества.

Оптимальный температурный режим способа разрушения стойких нефтяных эмульсий (60^oС) определен с учетом возможностей теплообменного оборудования и печей нагрева, используемых в промысловых условиях. При температурах ниже 60^oС предлагаемый способ будет менее эффективным из-за высокой вязкости эмульсионных систем. Разрушение стойких нефтяных эмульсий при температурах выше 60⁰С позволяет несколько интенсифицировать процесс деэмульсации нефти. Однако более жесткий температурный режим также не желателен в связи с высокими энергетическими затратами на нагрев сырья, а также большими потерями легких углеводородных компонентов нефти в результате дегазации.

Анализ полученных результатов показывает, что использование заявляемого способа позволяет эффективно разрушать стойкие нефтяные эмульсии и получать из некондиционной продукции товарную нефть с низким содержанием остаточной воды, солей, механических примесей и сульфида железа.

Claims

1. Способ разрушения стойких нефтяных эмульсий путем введения неионогенного деэмульгатора типа блок-сополимера окисей этилена и пропилена в смеси с реагентом и добавления воды для обводнения эмульсии с нагревом и перемешиванием, отличающийся тем, что введение воды производят перед введением деэмульгатора, в качестве неионогенного деэмульгатора используют Дисолван-4490, в качестве реагента используют α-(1-оксо-9-октадеценил)-ω-гидрокси-поли(окси-1,2-этандил) и дополнительно вводят тринатрийфосфат - Nа₃РО₄ при их соотношении, мас.дол., 1:1,5:3,0 соответственно.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обводнение ведут пластовой водой.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагревание ведут до 60^oС.