RU2218380C2 - Способ разрушения водонефтяной эмульсии - Google Patents
Способ разрушения водонефтяной эмульсии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2218380C2 RU2218380C2 RU2001126614A RU2001126614A RU2218380C2 RU 2218380 C2 RU2218380 C2 RU 2218380C2 RU 2001126614 A RU2001126614 A RU 2001126614A RU 2001126614 A RU2001126614 A RU 2001126614A RU 2218380 C2 RU2218380 C2 RU 2218380C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- mixture
- water
- oil
- reagents
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к подготовке нефти к переработке и может быть использовано на промыслах для разрушения высокоустойчивой эмульсии нефти. Способ включает обработку водонефтяной эмульсии реагентами при циркуляции в гидродинамическом режиме, нагрев, динамическое отстаивание и центрифугирование, где ее разделяют на углеводородную, водную и твердую фазы. Разрушение эмульсии происходит в резервуаре и в циркуляционном трубопроводе, через который прокачивается эмульсия. При циркуляции эмульсии в гидродинамическом режиме поддерживают агрегативную устойчивость смеси регулированием содержания твердой фазы и воды. В эмульсию вводят реагенты при следующем соотношении, мас. %: деэмульгатор 10-30; алкилбензолсульфоновая кислота или ее соли 70-90. Если существует опасность выпадения солей, то в набор реагентов добавляют ингибитор солеотложения при следующем соотношении, мас.%: деэмульгатор 10-30; ингибитор 5-15; алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 55-85. Реагенты могут дозироваться по отдельности или в смеси. Контролируемыми параметрами являются содержание твердой фазы в составе нефтеводореагентной смеси; устойчивость нефтеводореагентной смеси; содержание нефти и/или воды в составе нефтеводореагентной смеси. Технический результат: повышение эффективности разрушения эмульсии. 4 з.п.ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано на промыслах для разрушения высокоустойчивой эмульсии, отделяемой из промежуточного слоя отстойной аппаратуры.
Известен способ разрушения водонефтяной эмульсии путем обработки ее реагентами в процессе динамического отстаивания и последующего разделения центрифугированием (Минигозимов Н. С. и др. Утилизация и обезвреживание нефтесодержащих отходов, Уфа, Экология, 1999).
Известный способ не дает достаточно хороших результатов вследствие нестабильности свойств и состава поступающей на отстаивание и центрифугирование высокоустойчивой эмульсии, что обусловливает нестабильность работы аппаратов-отстойников и особенно центрифуг.
Известен способ обезвоживания нефти. Процесс предусматривает обработку водонефтяной эмульсии деэмульгатором в гидродинамическом режиме, т.е. в процессе ее циркуляции, нагрев и отстой. Раздельно отбирают выделившуюся водную и нефтяную фазы, а промежуточный слой возвращают в начало процесса. При необходимости в эмульсию дополнительно вводят ингибитор солеотложения (SU 1468912 А, 1989).
Многократная циркуляция эмульсии по трубам повышает эффективность использования реагентов, но также не обеспечивает высокой степени разрушения, что в конечном итоге снижает выход товарной нефти.
Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение степени разрушения эмульсии.
Поставленная задача решается тем, что в процессе разрушения высокоустойчивой водонефтяной эмульсии, включающем ее нагрев, обработку в процессе циркуляции в гидродинамическом режиме смесью реагентов, содержащей неионогенный деэмульгатор, сульфонатную добавку и при необходимости ингибитор солеотложения, с последующим динамическим отстаиванием, при циркуляции поддерживают агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси за счет заданного содержания твердой фазы и концентрации воды, после чего смесь направляют на центрифугирование, где ее разделяют на углеводородную, водную и твердую фазы.
В качестве смеси реагентов в эмульсию в количестве 300-1000 г/т вводят смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix и алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль при следующем соотношении, маc.%: деэмульгатор марки Kemelix 10-30; алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 70-90, или смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix, алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль и ингибитор солеотложения при следующем соотношении, маc.%: деэмульгатор марки Kemelix 10-30; алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 55-85; ингибитор солеотложения 5-15.
В процессе циркуляции и отстаивания эмульсии контролируют агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси, а также содержание нефти и/или воды в составе нефтеводореагентной смеси.
Реагенты могут дозироваться по отдельности или в виде смеси, что обеспечивает синергетический эффект их действию.
На нефтяных промыслах высокоустойчивую эмульсию, которая уже практически не разрушается на установках подготовки нефти и, как правило, накапливается в промежуточном слое отстойников, выводят в резервуар-накопитель.
Разрушение эмульсии происходит в резервуаре и в циркуляционном трубопроводе, через который прокачивается эмульсия. При циркуляции эмульсии в гидродинамическом режиме ее нагревают и в нее вводят реагенты. Реагенты могут дозироваться по отдельности или в смеси при следующем соотношении, мас.%: деэмульгатор 10-30; сульфонатные добавки (сульфоновая кислота или ее соли) 70-90.
Если существует опасность выпадения солей, то в набор реагентов добавляют ингибитор солеотложения при следующем соотношении, мас.%: деэмульгатор 10-30; ингибитор 5-15; сульфонатные добавки 55-85.
В качестве деэмульгатора вводят неионогенные поверхностно-активные вещества и/или их композиции.
В качестве ингибитора - композиции на основе полиаминметилфосфоновой кислоты или полиакриловой кислоты.
В качестве сульфонатной добавки - додецилбензолсульфоновую кислоту или ее изопропиламиновую соль.
Подача реагентов в смеси усиливает их действие. Реагенты дозируются в количестве до 1000 г на тонну обрабатываемой эмульсии.
В процессе разрушения контролируют параметры нефтеводореагентной смеси, образовавшейся от смешивания эмульсии с реагентами, для чего отбирают представительные пробы и исследуют их на содержание твердой фазы или на агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси, и/или на содержание нефти и воды в составе нефтеводореагентной смеси.
При достижении заданных значений направляют смесь на центрифугирование для разделения на углеводородную, водную и твердую фазы.
Так, например, при контроле по содержанию твердой фазы (агрегативной устойчивости эмульсии) исходят из того, что для обеспечения нормальной работы центрифуги содержание твердой фазы (агрегативная устойчивость) на входе в центрифугу должно поддерживаться в пределах M1-М2 (Ay1-Ау2), где M1, M2 - минимально и максимально допустимое содержание твердой фазы в жидкости, поступающей на вход центрифуги, соответственно; Ay1, Ay2 - минимально и максимально допустимая величина агрегативной устойчивости эмульсии, поступающей на вход центрифуги.
Превышение верхнего предела недопустимо из-за перегрузки центрифуги, а уменьшение содержания твердой фазы ниже нижнего предела ведет к нерациональному использованию оборудования.
Регулирование содержания твердой фазы (агрегативной устойчивости) в нефтеводореагентной смеси для достижения заданного значения производится следующим образом. При превышении верхнего предела значений в циркулирующую эмульсию дополнительно вводят жидкую (углеводородную и/или водную фазу) с дополнительным количеством реагента, а при значениях ниже нижнего предела циркуляцию продолжают до тех пор, пока в обрабатываемой эмульсии после частичного отделения углеводородной и водной фазы содержание твердой фазы (агрегативной устойчивости) не будет соответствовать заданному значению.
Контроль за содержанием твердой фазы в составе эмульсии производится с использованием стандартных методик (например, Белянин Б.В., Эрих В.Н. Технический анализ нефтепродуктов и газа. Л.: Химия, 1975).
Контроль за агрегативной устойчивостью рекомендуется осуществлять по методике ВНИИСПТнефть (Ручкина P.M., Мансуров Р.И., Позднышев Г.Н. Определение степени разрушения водонефтяных эмульсий в технологической схеме установки подготовки нефти. Нефтепромысловое дело, 1975, 8, с.24-26).
Пределы содержания нефти и/или воды задаются исходя из характеристики центрифуги и состава поступающей на обработку эмульсии, а содержание их при необходимости регулируется введением дополнительного количества углеводородной или водной фазы.
Пример 1.
При обработке ловушечной эмульсии Ем-Еговского месторождения на циркуляцию поступает водонефтяная смесь с содержанием воды и твердой фазы 50% и 4,0 мас. %. соответственно, с агрегативной устойчивостью 45%. В то же время нормальная работа центрифуги обеспечивается при содержании твердой фазы в пределах 2-3 мас.% и агрегативной устойчивости эмульсии в пределах 5-15%.
При циркуляции в изменяющемся гидродинамическом режиме в смесь добавляли воды до 60%, нагревали до 60oС и обрабатывали реагентом (см. пп. 1, 4 таблицы 1) с удельным расходом 300 и 600 г/т эмульсии. При расходе реагента 300 г/т получена смесь с содержанием твердой фазы 3,3 мас.% и агрегативной устойчивостью 18%. При центрифугировании такой смеси не обеспечены требуемые показатели качества нефти. При увеличении расхода реагента до 600 г/т получена смесь с содержанием твердой фазы 2,2 мас.% и агрегативной устойчивостью 10%, при этом обеспечены требуемые показатели качества нефти после ее центрифугирования.
При обработке той же ловушечной эмульсии путем нагрева до 60oС, обработкой реагентом с удельным расходом 300 г/т эмульсии, циркуляцией в гидродинамическом режиме с добавлением воды до 80% (см. п.8 таблицы 1) получены контролируемые параметры смеси М и Ау, соответствующие требуемым значениям, но при центрифугировании такой смеси остаточное содержание мехпримесей в нефти (Мост.) снизилось до 0,04 мас.% (ниже требуемой величины), а остатчное содержание воды в нефти (Wост.) возросло до 1,1% (выше требуемой величины). Простое увеличение содержания воды в смеси без дополнительной обработки реагентом (пп.1, 8 таблицы 1) не приводит к достижению требуемого качества нефти после ее центрифугирования.
Пример 2.
Исходную эмульсию (как в примере 1) нагревали до 60oС при циркуляции ее в гидродинамическом режиме с добавлением воды до 60% и обрабатывали реагентами (см. пп. 2, 3 таблицы 1) с удельным расходом 300 г/т эмульсии. Контролируемые параметры смеси М и Ау при этом соответствовали требуемым значениям и при центрифугировании получено требуемое качество нефти.
При увеличении расхода реагентов до 600 г/т эмульсии (см. пп.5, 6 таблицы 1) параметр М снизился ниже нижнего требуемого значения M1, a параметр Ау остался в пределах требуемых значений. Результаты центрифугирования показали еще более лучшее качество нефти по сравнению с предыдущим режимом.
При обработке исходной эмульсии при той же температуре и первоначальном расходе реагентов 300 г/т (см. пп.9 и 10 таблицы 1), но с добавлением воды до 80%, контролируемые параметры смеси М и Ау еще более снизились (параметр Ау оставался в пределах требуемых значений), но после центрифугирования Wост., в нефти увеличилось, что свидетельствует об излишней обводненности приготавливаемой смеси.
Пример 3.
Без обработки приготавливаемой смеси реагентами, а только увеличением обводненности и/или температуры процесса (см. пп.7, 11, 12 таблицы 1) не удается обеспечить требуемые параметры смеси М и Ау и, как следствие, требуемые показатели качества нефти после ее центрифугирования.
Из примеров видно, что подготовка смеси с заданным параметрами для центрифугирования и применение соответствующей деэмульгирующей композиции позволяют получить нефть требуемого (кондиционного) качества при сокращении расхода реагента и тепла, затраченного на подогрев.
Источники информации
1. Минигазимов Н. С. , Расветалов В. А., Зайнуллин Х.Н. Утилизация и обезвреживание нефтесодержащих отходов. Уфа, издательство "Экология", 1999.
1. Минигазимов Н. С. , Расветалов В. А., Зайнуллин Х.Н. Утилизация и обезвреживание нефтесодержащих отходов. Уфа, издательство "Экология", 1999.
2. Авторское свидетельство СССР 1468912, МКИ C 10 G 33/06,1989.
Claims (5)
1. Способ разрушения водонефтяной эмульсии, включающий ее нагрев, обработку в процессе циркуляции в гидродинамическом режиме смесью реагентов, содержащей неионогенный деэмульгатор, сульфонатную добавку и при необходимости ингибитор солеотложения, с последующим динамическим отстаиванием, отличающийся тем, что при циркуляции поддерживают агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси за счет заданного содержания твердой фазы и концентрации воды, после чего смесь направляют на центрифугирование, где ее разделяют на углеводородную, водную и твердую фазы.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси реагентов в эмульсию в количестве 300-1000 г/т вводят смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix и алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль при следующем соотношении, мас.%:
Деэмульгатор марки Kemelix 10-30
Алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 70-90
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси реагентов в эмульсию в количестве 300-1000 г/т вводят смесь, которая содержит неионогенный деэмульгатор марки Kemelix, алкилбензолсульфоновую кислоту или ее соль и ингибитор солеотложения при следующем соотношении, мас.%:
Деэмульгатор марки Kemelix 10-30
Алкилбензолсульфоновая кислота или ее соль 55-85
Ингибитор солеотложения 5-15
4. Способ по пп.1-3, отличающийся тем, что в процессе циркуляции и отстаивания эмульсии контролируют агрегативную устойчивость нефтеводореагентной смеси.
5. Способ по пп.1-3, отличающийся тем, что в процессе циркуляции и отстаивания эмульсии контролируют содержание нефти и/или воды в составе нефтеводореагентной смеси.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001126614A RU2218380C2 (ru) | 2001-10-01 | 2001-10-01 | Способ разрушения водонефтяной эмульсии |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001126614A RU2218380C2 (ru) | 2001-10-01 | 2001-10-01 | Способ разрушения водонефтяной эмульсии |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2218380C2 true RU2218380C2 (ru) | 2003-12-10 |
Family
ID=32065546
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001126614A RU2218380C2 (ru) | 2001-10-01 | 2001-10-01 | Способ разрушения водонефтяной эмульсии |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2218380C2 (ru) |
-
2001
- 2001-10-01 RU RU2001126614A patent/RU2218380C2/ru not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Abed et al. | Oil emulsions and the different recent demulsification techniques in the petroleum industry-A review | |
EP0277060B1 (fr) | Agent désémulsifiant et antisalissure apte à séparer des mélanges eau-hydrocarbures, éventuellement mis en émulsion, et applications de cet agent | |
US4505839A (en) | Polyalkanolamines | |
US7097761B2 (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
Al-Otaibi et al. | Experimental investigation of crude oil desalting and dehydration | |
US4466885A (en) | Method for removing solids and water from petroleum crudes | |
US20060016727A1 (en) | Gel assisted separation method and dewatering/desalting hydrocarbon oils | |
US4539100A (en) | Methods for removing particulate solids and water from petroleum crudes | |
RU2698667C1 (ru) | Способ переработки нефтесодержащего шлама и технологический комплекс для его осуществления | |
RU2218380C2 (ru) | Способ разрушения водонефтяной эмульсии | |
RU2277116C1 (ru) | Способ обессоливания нефти | |
US4840748A (en) | Polyalkanolamines | |
JPH01275692A (ja) | 廃エンジン油の処理方法 | |
US2269134A (en) | Desalting and demulsifying compound for petroleum emulsions | |
RU2004573C1 (ru) | Способ обезвоживани нефт ной эмульсии | |
US2539478A (en) | Method of disposing of slop oil | |
US2387250A (en) | Method of treating oil | |
RU2154515C1 (ru) | Способ обработки нефтешламов | |
RU2047647C1 (ru) | Способ разрушения стойкой водонефтяной эмульсии | |
RU2705096C1 (ru) | Способ разрушения водонефтяных эмульсий | |
RU2694770C1 (ru) | Способ обработки донных осадков в резервуаре | |
RU2230771C2 (ru) | Способ обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта | |
RU2198200C2 (ru) | Способ разрушения стойкой нефтяной эмульсии | |
RU2159793C1 (ru) | Способ обработки стойких нефтяных эмульсий, содержащих механические примеси | |
US2032527A (en) | Compound for treating petroleums |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121002 |