SU1715824A1 - Способ обезвоживани и обессоливани высоков зкой нефти - Google Patents

Description

Изобретение относитс  к способам подготовки нефти на промыслах, в частности обезвоживани  и обессолива ни  высоков зких нефтей с повышенным содержанием механических примесей,

Высоков зкую нефть добьгоают термическими методами,получа  чрезвычайно стойкую к разрушению эмульсию с- высокой в зкостью (до 5000 сСт при 20°С) и плотностью (до 980 кг/м ), высоким содержанием различных механических примесей (до 14,7% по отдельным скважинам) и стойкой пенистостью. Высока , стойкость эмульсии к разру-

шению обусловлена также тем, что во всем объеме нефти механические примеси наход тс  в виде микрочастиц размерами 1 - 1000 мкм. Св занна  пластова  вода находитс  в чрезвычайно диспергированном состо нии (размер частиц 1-10 мкм)„ Механические примеси и высока  в зкость существенно преп тствуют доступу деэмульгатора к поверхности бронирующих оболочек на капл х пластовой воды, их сли нию, укрупнению и гравитационному осаждению в отстойных аппаратах

Физико-химические и реологические свойства продукции скважин при добыче

СЛ

оо ю

4

термическими методами (внутриплзетовое горение или паротепловое воздействие на пласты) измен ютс  непредсказуемо и скачкообразно во времени

Известны способы разрушени  промыс- ловых нефт ных эмульсий, добываемых обычными методами (фонтан, электропогружные насосы, станки-качалки) с иене фти) , что ведет к значительным материальным затратам

Известен способ обезвоживани  и обессоливани  нефти, который предусматривает обработку нефти деэмульгатором на стадии предварительного сброса плас- пластовой воды, а также на стадии окончательного обезвоживани  и обес-

пользованием водорастворимых и масло- JQ соливани .

«растворимых реагентов-деэмульсаторов в отдельности или в комплексе друг с другом, или в сочетании с различными растворител ми о

Недостатком известных способов дл  обработки высоков зкой нефти с повышенным содержанием механических примесей , в частности, добываемой термическими методами ,  вл етс  то, что при использовании известных деэмульгато- ров; как в отдельности, так и в комп- друг с ДРУГОМ в различных соот- нодёни х, не достигаетс  эффективного раз-рушени  эмульсии, глубокого обезвоживани  и обессоливани  нефти Меха- нические примеси из нефт ной фазы не вымываютс  и не перевод тс  в.водную

фазу,

а накапливаютс  на границе раз30

35

дела фаз о В отстойниках образуютс  плотные промежуточные- эмульсионные слои, существенно преп тствующие гравитационному отделению воды из объема нефт ной эмульсии. Остаточное содержание воды в товарной нефти составл ет более 1,0 %, солей - более 900 мг/л, т„е„ товарна  нефть имеет низкое ка- :чествос.

Известен способ обезвоживани  и обессоливани  стойкой нефт ной эмульсии , добываемой методом внутрипласто- 10 вого горени , путем обработки ее неионо- генным деэмульгатором, в качестве которого используют водорастворимый дёэмульгатор - (дисолван 4411) на основе блок-сополимера окисей этилена 45 и пропилена, и анионогенным деэмульга- тором, в качестве которого используют водорастворимый дёэмульгатор СБ-102 - на основе натрий бис-(2-этилгексил) сукцинатосульфоната, вз тых при мае- 50 совом соотношении 1:(1,5-3).

Известный способ используетс  только при подготовке нефти. В товарной

Исследовани  процесс ни  и обессоливани  выс нефти с повышенным соде нических примесей прово естественных условий на варительного сброса пла технологических парамет окончательного обезвожи соливани  нефти при раз ных расходах анионогенн л  СВ-102 и неионогенно

нефти содержитс  воды 0,06-0,05% и со-

лей 40 - 100 мг/л. Однако дл  осушест- ,5 . влени  способа требуетс  значительный расход анионогенного водорастворимого деэмульгатора СВ-102 (250-400 г/т

С учетом свойств эти ров используют их разли тельный эффект воздейст ную эмульсию с повышенны

0

5

0 5 0

Однако при осуществлении этой технологии с использованием известных деэмульгаторов требуетс  их большой расход,.

Цель изобретени  - снижение расхо- да деэмульсатора.

Указанна  цель достигаетс  тем, что согласно способу обезвоживани  и обессоливани  высоков зкой нефти с повышенным содержанием механических примесей путем, обработки ее деэмульгато ром на стадии предварительного сброса пластовой воды и на стадии окончательного обезвоживани  и обессоливани  нефти, в качестве деэмульгатрра на стадии предварительного сброса пластовой воды используют смесь анионогенного смачивател  GB-102 на основе натрий бис-(2-этилгексил)сукцинатосуль-

фоната и неионогенного маслораствори- ; мого деэмульгатора, вз тьрс в массовом соотношении 1: (1,25-2,5), а на стадии окончательного обезвоживани  и обессо- ливани  нефти в качестве деэмульгатора используют смесь этих же реагентов, вз тых в массовом соотношении (1,25- 2,5):1„

Смачиватель СВ-102 представл ет собой 50%-ный раствор в воде натрий бие-(2-этилгексил)сукцинатосульфоната

СН,(СН,),СН (qH,)CHtOOCCH,Cfl { )СООСНгСН (CpJ (СИ,), -СН,

Исследовани  процессов обезвоживани  и обессоливани  высоков зкой нефти с повышенным содержанием механических примесей провод т с учетом естественных условий на стадии предварительного сброса пластовой воды и технологических параметров на стадии окончательного обезвоживани  и обес- соливани  нефти при различных удельных расходах анионогенного смачивател  СВ-102 и неионогенного маслораст Т0™ ™™0 : .

С учетом свойств этих деэмульгато- ров используют их различный положительный эффект воздействи  на нефт ную эмульсию с повышенным содержанием

механических примесей при соответствующих расходных соотношени х. В св зи с хорошей растворимостью смачивател  СВ-102 в воде при нормальных температурных услови х целесообразно использовать его на стадии предваритединого сброса пластовой воды дл  вымывани  основного количества механичес ких примесей при значительно меньших удельных расходах, чем удельные расходы неиногенного маслорастворимого де эмульгатора, В св зи с хорошей растворимостью смачивател  СВ-102 в нефти только при температуре не ниже 70°С целесообразно использовать его при подготовке нефти при значительно больших удельных расходах, чем удельный расход неиногенного маслорастворимого деэмульгатора, дл  вымывани  механи- ческих примесей с поверхности оставшихс  в нефти мелких капель пластовой воды.

Испытани  способа провод т в про- мысловых услови х при обработке эмуль сии высоков зкой нефти с повышенным содержанием механических примесей, добытой методом внутрипластового горени . Продукци  скважин при исследовани х имеет следующие параметры

Содержание воды

в нефти, мае.% 65,0

Плотность нефти

..

при 20°С, кг/м7960

В зкость нефти при 20°С, сПз993

Содержание мех- примесей, масо%1,45 Содержание сульфида железа, мг/л 200,8 Содержание парафина , масо% 3,5 Содержание серы, мас.% 3,5 Содержание с елико- гелевых смол,мае„% 14 Содержание сернокислых смол, мае о % 50 Содержание асфальте нов, мас.%5,2 Зольность,мае„% 0,038

В трубопровод системы сбора продук-55 ции скважин на дожимной насосной стан ции перед отстойниками дл  предварительного сброса пластовой воды ввод т

0 ;

5

0

5

0

5

анионогенный деэмульгатор - водорастворимый смачиватель СВ-102, и неионо- генный маслорастворимый деэмульгатор - дисолван-4490, при различных соотношени х автономными дозировочными насосами . Врем  отсто  нефти в отстойниках около 2 чо

Результатыиспытаний способа (композиции реагентов) приведены в табл,1„

Из табло 1 видно, что эффективное разрушение эмульсии и отделение воды от нефти в отстойниках предварительного сброса пластовой воды в системе сбора продукции скважин без нагрева (10°С) происходит при массовых соотношени х анионогенного смачивател  СВ-102 и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора лдисолван-4490)1: :(1,25-2,5), т „ е о при удельных расходных: соотношени х 80:(100-200) г/т нефти о Остаточное содержание воды в нефти составл ет не более 10%„

Использование анионогенного смачивател  СВ-102 или неионогенного масло- растворимого деэмульгатора- дисол- ван-4490, в отдельности не обеспечивает эффективного разрушени  эмульсии и отделени  воды от нефти 0

Результаты сравнительных испытаний композиции реагентов, состо щей из анионогенного смачивател  СВ-102 -и водорастворимого неионогенного деэмульгатора - дисолван-4411, в различных расходных соотношени х в системе сбора продукции скважин на стадии предварительного сброса пластовой воды приведены в табл„ 2.

Из табл. 2 видно, что при расходных соотношени х анионогенного смачивател  СВ-102 и неионогенного водорастворимого деэмульгатора - (дисол- ван-4411) 1:3,75, т.е при удельных расходах 80:300 г/т нефти в системе сбора продукции скважин при 10°С не обеспечиваетс  эффективного.разрушени  эмульсии. Остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти составл ет 19,2%о

Результаты исследовани  по разрушению высоков зкой нефт ной эмульсии с повышенным содержанием механических примесей на стадии предварительного сброса пластовой воды при использовании различных водорастворимых и мае- лораетворимых деэмульгаторов, а также растворителей и смачивателей и их композиций приведены в табл. 3.

Многие из деэмульгаторов не обладают; необходимыми свойствами эффективного вымывани  механических примесей из

-нефт ной фазы в водную при обработке высоков зких нефт ных эмульсий с новы- 5 щенным содержанием механических примесей о Некоторые деэму ъгатрры (дисол- ван-4411 и дисолвант-4490) в комплексе с сол ной кислотой более эффективно .

разрушают эмульсию при их удельных .. расходах 300 г/т и 0,,, Однако из- за высокой коррозионной активности сол ной кислоты эту композицию нежелательно использовать на практике. ,5

Дл  исследований процесса глубокого обезвоживани  и обессоливани  нефти при подготовке нефти предварительно обезвоживают нефть в системе сбора продукции скважин, обеспечива  оста- 20 точное содержание воды в нефти не более 10% при удельных расходных соотношени х анионогенного смачивател  СВ-102 и неионогенного маслораствори мого деэмульгатора (дисолван-4490) 25 1г1,:25. . ... . . . . . : .. ; . . ...

Нефть с содержанием воды 10% до полнйтельно обрабатывают анионогён- ным смачивателем СВ-102 и неионогенвател  СВМ02 и маслорастворимого деэмульгатора - дисолвана 4490 (t,25- 2,5):1.

Наиболее экономичными  вл ютс  рас ходы анионогенного смачивател  СВ-102 и неионогенного деэмульгатора - ди- conBaH 4490o

Результаты исследовани  глубокого обезвоживани  и обессоливани  нефти с повышенным содержанием механических примесей на установке подготовки нефти с использованием других водораство римых и маслорастворимых деэмульгаторов , а также смачивателей и их композиций приведены в табл. 5„

Из табл. 5 видно, что, известные деэмульгаторы и моющие средства высоков зкую нефть с повышенным содержанием механических примесей обрабатывают неэффективно. В товарной нефти большое остаточное содержание воды и солей Поэтому эти реагенты не могут бытЬ рекомендованы дл  подготовки нефтей с подобными физико-химическими и реологическими свойствами.

Таким образом, по результатам ис следований видно, что наиболее эффекным маслорастворимым деэмульгатором - 30 тивным дл  подготовки вьюоков зкой

дисолйан 4490, вз тых при различных

массовых расходных соотношени х. Де-

эмульгаторы в поток предварительно

обезвоженной нефти ввод т автономными

дозировочными насосами перед отстой- 35

никами ступени глубокого обезвоживани  нефти. Врем  отсто  нефти в отстойниках около 2 ч„ Температура процесса 80°С. Обезвоженную нефть из этих отстойников вместе с введенной 40 пресной промывочной водой в количестве 5% с температурой 40 С ввод т в отстойники ступени обессоливани , где при времени отсто  около 2 ч отдел ют воду и соли от нефти ,45 воживание и обессоливание этой нефти

Результаты глубокого обезвоживани  и обессоливани  нефти приведены в

нефти с повышенным содержанием механи ческих примесей  вл етс  способ с ис пользованием анионогенного деэмульгатора (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульга- тора (дисолван-4490) дл  предварител ного сброса пластовой воды в системе сбора продукции.скважин при удельных расходах 80 и 10.0 - 200 г/т нефти соответственно , т,е. при массовых соотношени х 1:(1,25-2,5) соответственно |При этом остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти не более 10%, Наиболее глубокое обезна установке достигаетс  при использо вании анионогенного деэмульгатора . (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора (ди- 10 солван-4490) при удельных расходах 30-100 и 20-40 г/т нефти соответстве но, т.е. при массовых соотношени х (1,25-2,5):1 о

табл. 4.

Из табло 4 видно,что наиболее глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на установке достигаетс  при массовых расходных соотношени х смачи-

вател  СВМ02 и маслорастворимого деэмульгатора - дисолвана 4490 (t,25- 2,5):1.

Наиболее экономичными  вл ютс  расходы анионогенного смачивател  СВ-102 и неионогенного деэмульгатора - ди- conBaH 4490o

Результаты исследовани  глубокого обезвоживани  и обессоливани  нефти с повышенным содержанием механических примесей на установке подготовки нефти с использованием других водораство римых и маслорастворимых деэмульгаторов , а также смачивателей и их композиций приведены в табл. 5„

Из табл. 5 видно, что, известные деэмульгаторы и моющие средства высоков зкую нефть с повышенным содержанием механических примесей обрабатывают неэффективно. В товарной нефти большое остаточное содержание воды и солей Поэтому эти реагенты не могут бытЬ рекомендованы дл  подготовки нефтей с подобными физико-химическими и реологическими свойствами.

Таким образом, по результатам ис следований видно, что наиболее эффеквоживание и обессоливание этой нефти

нефти с повышенным содержанием механических примесей  вл етс  способ с ис пользованием анионогенного деэмульгатора (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульга- тора (дисолван-4490) дл  предварительного сброса пластовой воды в системе сбора продукции.скважин при удельных расходах 80 и 10.0 - 200 г/т нефти соответственно , т,е. при массовых соотношени х 1:(1,25-2,5) соответственно, |При этом остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти не более 10%, Наиболее глубокое обезна установке достигаетс  при использовании анионогенного деэмульгатора . (смачиватель СВ-102) и неионогенного маслорастворимого деэмульгатора (ди- солван-4490) при удельных расходах 30-100 и 20-40 г/т нефти соответственно , т.е. при массовых соотношени х (1,25-2,5):1 о

Примечание. Содержание воды в эмульси 

65 йарсД, температура процесса 10°С,

Т а б л и ц а 1

11

П риме ч а ни е. Содержание воды в эмульсии

65 мас.%, температура процесса 10 С.

Jl .. .

Таблица 3

Сепароль 25

Сепароль 29

1715824

Т а б л и ц а 2

12

100 300 500 000 100 300 500

48,0 41,1 35,6 29,7 48,3 42,5 36,0

13

Примечание о Содержание воды в нефти 65 мас.%, температура процесса 10°С.

: -1715824

... .

Продолжение табл.3

14

ме ч а ни е.

Содержание воды в предварительно обезвоженной нефти и -1.0 мае. %, температура : процесса 80°С„

Таблица 5

25

29

50 100 200

50 100 200

5680 4365 3236 5131 4128 3637

Продолжение табл. 5

П р и м е ч а ни е„ Содержание воды в предварительно обез-/ воженной нефти 10 мае.%, температура процесса 80вС„

Claims (1)

1. - СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ с повышенным содержанием механических примесей путем обработки ее деэмульгатором на стадии предварительного сброса пластовой воды и на стадии окончательного обезвоживания и обессоливания нефти, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью снижения расхода деэмульгатора, в качестве деэмульгатора на стадии предварительного сброса пластовой воды используют смесь анионогенного смачивателя СВ-102 на основе натрий бис(2-этилгексил)сукцинатосульфоцата и> неионогенного маслорастворимого де эмульгатора, взятых в массовом соотношении 1 : (1 , 25-2, 5) , на стадии окончательного обезвоживания и обессоливания нефти в качестве деэмульгатора используют смесь этих же реагентов, взятых в массовом соотношении (1,252,5):1.