SU1766943A1 - Method of high-viscous desalinated oil emulsion dehydratation - Google Patents
Method of high-viscous desalinated oil emulsion dehydratation Download PDFInfo
- Publication number
- SU1766943A1 SU1766943A1 SU904832281A SU4832281A SU1766943A1 SU 1766943 A1 SU1766943 A1 SU 1766943A1 SU 904832281 A SU904832281 A SU 904832281A SU 4832281 A SU4832281 A SU 4832281A SU 1766943 A1 SU1766943 A1 SU 1766943A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- water
- soluble
- emulsion
- propylene
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Изобретение относитс к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим процессам обезвоживани высоков зкой нефт ной эмульсии на промыслах.The invention relates to the field of the oil industry, in particular to the technological processes of dehydration of high-viscosity oil emulsion in the fields.
Известен способ обезвоживани зысо- ков зкой нефти, основанный на разрушении стойкой водонефт ной эмульсии путем нагрева, ввода реагента - деэмульгатора, теплой дренажной воды и последующего отсто 1.The known method of dehydration of high-viscous oil is based on the destruction of resistant water-oil emulsion by heating, the introduction of a demulsifier reagent, warm drainage water and subsequent sediment 1.
Способ недостаточно эффективен при обезвоживании высоков зкой опресненной эмульсии с повышенным содержанием механических примесей, например битумной , так как требует больших материапь- ных затрат вследствие высокой температуры нагрева, большого расхода дорогосто щего деэмульгатора и необходимости строительства нескольких ступеней обезвоживани .The method is not efficient enough to dehydrate a highly viscous desalinated emulsion with a high content of mechanical impurities, such as bitumen, as it requires high material costs due to the high heating temperature, high consumption of expensive demulsifier, and the need to build several dewatering stages.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому вл етс способThe closest in technical essence to the proposed method is
обезвоживани высоков зкой опресненной нефт ной эмульсии путем ее нагрева, введени маслорастворенного деэмульгатора на основе блок-сополимера окисей этилена и пропилена и разбавител , перемешивани и отсто 2.dewatering a highly viscous desalinated oil emulsion by heating it, introducing an oil-soluble demulsifier based on a block copolymer of ethylene and propylene oxides and a diluent, mixing and sludge 2.
Недостатком способа вл етс повышенное остаточное содержание воды в обезвоженной высоков зкой опресненной эмульсии с повышенным содержанием мех- примесей из-за малой скорости осаждени капель опресненной воды и накоплени в технологических аппаратах стойких промежуточных слоев с высоким содержанием механических примесей.The disadvantage of this method is the increased residual water content in a dehydrated high viscosity desalinated emulsion with a high content of mechanical impurities due to the low rate of sedimentation of desalinated water droplets and accumulation of resistant intermediate layers with a high content of mechanical impurities in process equipment.
Цель изобретени - снижение в нефти остаточного содержани воды.The purpose of the invention is to reduce the residual water content in the oil.
Цель достлгаетс предлагаемым способом обезвоживани высоков зкой опресненной нефт ной эмульсии путем ее нагрева, введени маслорастворимого деэмульгатора на основе блок-сополимеҐ tThe goal is achieved by the proposed method of dehydrating a highly viscous desalinated oil emulsion by heating it, introducing an oil-soluble demulsifier based on block copolymer
оabout
оabout
,и,and
ll
pa окисей этилена и пропилена и разбавител , перемешивани и отсто .pa of ethylene and propylene oxides and diluent, mixing and sludge.
Новым вл етс то, что в нефть дополнительно ввод т водорастворимый деэ- мульгатор на основе блок-сополимерз окисей этилена и пропилена и соленую воду при следующем соотношении вводимых компонентов, % от объема нефт ной эмульсии: чNew is the fact that water-soluble de-emulsifier based on block copolymers of ethylene and propylene oxides and salt water are additionally added to oil in the following ratio of injected components,% of the volume of oil emulsion: h
ВодорастворимыйWater soluble
деэмулыатор0,02-0,03deemulater0.02-0.03
Маслор астворимыйOil soluble
деэм ульгатор0,03-0,05Deem Ulgator 0.03-0.05
Разбавитель 30-50Thinner 30-50
Солена вода10-15Saline water 10-15
Предлагаемый способ осуществл етс в следующей последовательности.The proposed method is carried out in the following sequence.
Высоков зкую опресненную эмульсию с повышенным содержанием механических примесей предварительно нагревают до 50°С, отстаивают в течение 4 ч и отделившуюс свободную воду направл ют в систему очистки. Затем в предварительно обезволенную высоков зкую эмульсию одновременно ввод т композицию, содержащую водорастворимый и маслорастворимый де- эмульгаторы, разбавитель и соленую воду, и смесь насосом транспортируют по технологическому трубопроводу в течение времени не менее 10 мин дл создани массообмен- ных процессов перед ступенью обезвожи-. вани . Процесс отсто эмульсии осуществл ют в булитах-отстойниках при 80°С в течение 4 ч.Highly viscous desalinated emulsion with a high content of mechanical impurities is preheated to 50 ° C, settled for 4 hours, and the separated free water is sent to the purification system. Then, a composition containing water-soluble and oil-soluble de-emulsifiers, a diluent and salt water are simultaneously introduced into a pre-dehumidified high-viscosity emulsion, and the mixture is pumped through the process line for at least 10 minutes to create mass transfer processes before the dehydration stage. Vani. The process of settling of the emulsion is carried out in bullet-settling tanks at 80 ° C for 4 hours.
Совместное использование водорастворимого и маслорастворимого деэмулыа- торов позвол ет получить синергетический эффект и соответственно снизить в нефти остаточное содержание воды и уменьшить расход деэмульгаторов. Дл подтверждени про влени синергетического эффекта, -т.е. усилени деэмульгирующей способности смеси водорастворимых и маслораство- римых деэмульгаторов, замер ли поверхностное нат жение на границе раздела нефть-вода при подаче автономно каждого деэмульгатора, а затем смеси . Так поверхностное нат жение на границе нефть-вода без воздействи де- эмульгатором составл ет 39 мН/м, после обработки водорастворимым деэмульга- тором - 21 мН/м, маслорастворимым деэ- мульгатором - 19 мН/м, а смесью деэмульгаторов - 16 мН/м. Расходы деэмульгаторов при замерах поверхностного нат жени составл ли 300 г/т.The combined use of water-soluble and oil-soluble demulsifiers allows to obtain a synergistic effect and, accordingly, reduce the residual water content in oil and reduce the consumption of demulsifiers. To confirm the occurrence of a synergistic effect, i.e. enhancement of the demulsifying ability of the mixture of water-soluble and oil-soluble demulsifiers, the surface tension at the oil-water interface was measured when each demulsifier was supplied autonomously, and then the mixture. Thus, the surface tension at the oil-water interface without a de-emulsifier is 39 mN / m, after treatment with a water-soluble demulsifier — 21 mN / m, an oil-soluble demulsifier — 19 mN / m, and a mixture of demulsifiers — 16 mN / m The demulsifier costs for surface tension measurements were 300 g / t.
Дл подтверждени эффективности предлагаемого способа были проведены лабораторные исследовани . В модель отстойника с эмульсией природного битумаTo confirm the effectiveness of the proposed method, laboratory studies were carried out. To a sump model with natural bitumen emulsion
Мор до во-Кар малье к о го месторождени обводненностью 60%, в зкостью при 20°С 3500 мПа -с, плотностью 989 кг/м3, содержащей 0,21% механических примесей, после 5 нагрева и предварительного обезвоживани до остаточного содержани воды 36% вводили композицию согласно предлагаемому способу. При этом в качестве водорастворимого деэмульгатора использовалиMor-to-Carolian gas field with a water content of 60%, viscosity at 20 ° С 3500 mPa-s, density 989 kg / m3, containing 0.21% of mechanical impurities, after 5 heating and preliminary dehydration to a residual water content of 36 % injected composition according to the proposed method. Moreover, as a water-soluble demulsifier used
0 Сепароль-25 и маслорастворимого - Дип- роксамин 157-65М, разбавител - дистилл т , соленой воды - пластовую воду плотностью 1120 кг/м . Полученную смесь перемешивали в течение 10 мин на лабора5 торной качалке и отстаивали в течение 4 ч в вод ной бане при 80°С. Затем после сброса воды определ ли ее остаточное содержание . Результаты экспериментов приведены в таблице.0 Separ-25 and oil-soluble - Diproxamine 157-65M, diluent - distillate, salt water - produced water with a density of 1120 kg / m. The resulting mixture was stirred for 10 minutes on a laboratory rocking chair and set aside for 4 hours in a water bath at 80 ° C. Then, after the discharge of water, its residual content was determined. The results of the experiments are shown in the table.
0 Как видно из таблицы, положительные результаты по остаточному содержанию воды до 0,5% получены при расходе разбавител 30-50%, маслорастворимого деэмульгатора 0,03-0,05%, водораствори5 мого деэмульгатора 0,02-0,03%, соленой воды 10-15%. Дальнейшее увеличение расходов составл ющих композиции не приводит к улучшению результатов. При этом накоплени стойких промежуточных слоев0 As can be seen from the table, positive results on the residual water content of up to 0.5% were obtained with a diluent consumption of 30-50%, an oil-soluble demulsifier 0.03-0.05%, a water-soluble demulsifier 0.02-0.03%, saline water 10-15%. A further increase in the costs of the components of the composition does not lead to improved results. With this accumulation of resistant intermediate layers
0 не наблюдалось.0 was not observed.
При расходах разбавител менее 30%, маслорастворимого деэмульгатора - 0,03%, водорастворимого деэмульгатора - 0,02% и соленой воды -10% остаточное содержаниеAt a diluent consumption rate of less than 30%, oil-soluble demulsifier — 0.03%, water-soluble demulsifier — 0.02%, and salt water — 10% residual content
5 воды в обезвоженной нефти составл ет более 0,5%.5 water in the dewatered oil is more than 0.5%.
Технико-экономический эффект предлагаемого способа заключаетс в снижении в нефти остаточного содержани воды. В про0 тотипе 2 остаточное содержание воды в обезвоженном битуме 1,05-1,12%, что выше против требований ГОСТ 9956-65 (0,5) в 2 раза. По ГОСТ скидка за качество такой товарной нефти составл ет 60 коп./т. ПоThe technical and economic effect of the proposed method is to reduce the residual water content in the oil. In prototype 2, the residual water content in the dehydrated bitumen is 1.05-1.12%, which is 2 times higher than the requirements of GOST 9956-65 (0.5). According to GOST, the discount for the quality of such marketable oil is 60 kopecks / ton. By
5 предлагаемому способу содержание воды в товарной нефти составл ет до 0,5%, что исключает указанную скидку. При производительности установки 100000 т/год экономический эффект от внедрени нового5, the proposed method has a water content in the crude oil of up to 0.5%, which excludes the said discount. With a plant capacity of 100,000 tons / year, the economic effect of introducing a new
0 способа составл ет0 ways is
Э 60 коп,/т 100000 т/год 60000 руб.E 60 kopecks, / t 100,000 tons / year 60000 rubles.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904832281A SU1766943A1 (en) | 1990-03-29 | 1990-03-29 | Method of high-viscous desalinated oil emulsion dehydratation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904832281A SU1766943A1 (en) | 1990-03-29 | 1990-03-29 | Method of high-viscous desalinated oil emulsion dehydratation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1766943A1 true SU1766943A1 (en) | 1992-10-07 |
Family
ID=21517048
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904832281A SU1766943A1 (en) | 1990-03-29 | 1990-03-29 | Method of high-viscous desalinated oil emulsion dehydratation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1766943A1 (en) |
-
1990
- 1990-03-29 SU SU904832281A patent/SU1766943A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Логинов В.И. Обезвоживание и обес- соливание нефти. М.: Хими , 1979, с. 24-25. 2. Авторское свидетельство СССР N: 1397473, кл. С 10 G 33/04, 1986. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3974116A (en) | Emulsion suspensions and process for adding same to system | |
US3929635A (en) | Use of polymeric quaternary ammonium betaines as water clarifiers | |
US4454047A (en) | Process of treating aqueous systems | |
US4783265A (en) | Water treatment | |
US4343730A (en) | Water-in-oil emulsions of polymers of quaternary ammonium compounds of the acrylamido type | |
JP2003508221A (en) | Anionic and nonionic dispersed polymers for purification and dehydration | |
CN109652119B (en) | Dirty oil/aging oil treatment equipment | |
US5693216A (en) | Method of and composition for breaking oil and water emulsions in crude oil processing operations | |
US3519559A (en) | Polyglycidyl polymers as water clarifiers | |
SU1766943A1 (en) | Method of high-viscous desalinated oil emulsion dehydratation | |
RU2739189C1 (en) | Oil sludge processing method | |
CN113121812A (en) | Water purifier for treating oily sewage in oil field and preparation method and application thereof | |
US2387250A (en) | Method of treating oil | |
SU1715824A1 (en) | Method of dewatering and demineralizing high-viscosity crude oil | |
RU2705096C1 (en) | Method for destruction of water-oil emulsions | |
RU2739031C1 (en) | Oil sludge processing method | |
SU1495358A1 (en) | Method of chemical dehydration and desalination of oil | |
RU2017792C1 (en) | Method of rupture of intermediate emulsion layer | |
RU2057162C1 (en) | Method of treatment of stable petroleum emulsions containing impurities | |
RU2154515C1 (en) | Method of treating oil-slimes | |
SU1599042A1 (en) | Method of preparing heavy high-viscous petroleum | |
SU1761187A1 (en) | Unit for processing resistant, high-viscosity oil emulsions | |
RU1819286C (en) | Method for treatment of oil emulsion stabilized with mechanical contaminants | |
US1507692A (en) | Process of purifying light petroleum oils | |
SU1736544A1 (en) | Method for breakdown of water-oil emulsion |