Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти

Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти

Реферат

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к обработке устойчивых нефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями при обезвоживании и обессоливании нефти, и может быть использовано при переработке нефти, нефтяных шламов или ловушечных и амбарных нефтей.

При обезвоживании нефти в процессе отстаивания на границе раздела между нефтью и водой образуется промежуточный слой, представляющий собой стабилизированную механическими примесями эмульсию.

При накоплении промежуточный слой дренируется, что приводит к загрязнению окружающей среды, потери нефти.

Известен способ разрушения промежуточного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти отстаиванием (М.З.Мавлютова. «Подготовка нефти на промыслах», Уфа, 1996 г.). Однако известный метод малоэффективен.

Известен способ разрушения промежуточного слоя периодической обработкой его деэмульгатором при нагревании с последующим отстоем (А.с. №469946. Мкл. С10G 33/06. 1957 г.). Однако этот способ не достаточно эффективен и длителен.

Известен способ разрушения промежуточного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, включающий обработку его кислотным реагентом, нагрев и отстой (А.с. №715613. Мкл. С10G 33/04, 1980 г.).

Известный способ не достаточно эффективен при использовании его для стойких эмульсий, стабилизированных механическими примесями.

За прототип принят способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, включающий нагрев, последовательное введение в слой добавки, содержащей нитрилотриметилфосфоновую кислоту и ингибированную соляную кислоту с концентрацией 22-24 мас.% и дополнительно деэмульгатор неионогенного типа (патент РФ №2044759, Мкл. С10G 33/04, 1955). Однако известный способ сложен, длителен.

На нефтяных промыслах накапливаются значительные объемы нефтепродуктов, образующихся в процессе обезвоживания нефтяных эмульсий, так называемые промежуточные слои, образующиеся на границе раздела фаз нефть-вода. Ловушечные нефти являются некондиционным продуктом - эмульсиями вторичного происхождения, которые образуются в результате периодического вывода их из технологической цепочки. Амбарные нефти - это отходы складирования промежуточных слоев и ловушечных нефтей. Нефтяные шламы - нефть с большим количеством механических примесей. Все эти некондиционные продукты являются источником получения из них ценного углеводородного сырья.

Задачей настоящего изобретения является повышение глубины извлечения углеводородов из стойких нефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями, достижение утилизации отходов, защита окружающей среды.

Поставленная задача решается так, что в способе разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, включающем обработку его кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту и поверхностно-активное вещество, нагрев и отстой, в качестве поверхностно-активного вещества используют либо водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12, блоксополимеры оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, оксиэтилированную смесь моно- и диалкилфенолов марки ОП-7, либо водорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: сульфанол, четвертичные соли аммония в изопропаноле, либо применяют смесь водомаслорастворимого и водорастворимого поверхностно-активного вещества, состоящего из оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12 и четвертичных солей аммония, дополнительно вводят растворитель, выбранный из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутилцеллозольв, ацетон, и добавляют воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- ингибированная соляная кислота	6-20
- водомаслорастворимое или водорастворимое
поверхностно-активного вещество или их смесь как указано выше	0,1-7,0
- растворитель	3-20
- вода	остальное

Ингибированную соляную кислоту берут по ТУ 6-01-046-89381-85-92. Водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество берут, например, оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена оксиалкилфенол, который представляет собой продукт обработки смеси моно- и диалклфенолов окисью этилена - ОП-7 (ГОСТ 8433-81); (АФ₉-6)по ТУ 2483-077-05766801-98; водорастворимое поверхностно-активное вещество берут, например, оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена (АФ₉-8) ТУ 2483-077-05766801-98 или Реапон 4В-55% метанольный раствор смеси блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе гликолей по ТУ 6-55-54-91; или Коррексит STX 1003 - четвертичные соединения аммония в изопропаноле по ТУ 39-42966446-ОП-004-98 или «Сульфанол» - алкилбензосульфонат натрия на основе керосина по ТУ 6-01-1043-86.

В качестве водомаслорастворимого кислородосодержащего растворителя берут, например, метанол технический (МС) по ГОСТ 2222-95, этиловый спирт (ЭС) по ГОСТ 19300-87; спирт этиловый ректификованный технический (СЭТ) по ГОСТ 17299-78; изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84; пропиловый спирт (ПС) по ТУ 6-09-4344-77; бутилцеллнозольв по ТУ 6-01-646-84; ацетон по ГОСТ 2603-79.

Кислотную композицию готовят следующим образом.

К пресной воде добавляют ингибированную соляную кислоту, полученную смесь перемешивают, затем добавляют растворитель и поверхностно-активное вещество и перемешивают. Составы приведены в таблице 1.

Способ осуществляют методом «бутылочной пробы» (статический отстой). В коническую колбу наливают пробу промслоя, вводят кислотный состав, нагревают до 50-55°С, перемешивают в течение 2 часов и отстаивают. Объем выделившейся воды фиксируют через 18 часов, отделяют нефтяную фазу.

Результаты представлены в табл.2.

Эффективность оценивают по следующим параметрам:

- остаточное содержание воды, W, %;

- содержание солей в нефти, мг;

- содержание нефтепродуктов в сточной воде, мг/л.

В промышленных условиях способ осуществляют согласно следующему.

Промслой из резервуара РВС-1 с помощью насоса (Н-1) подают в буферную емкость (БЕ) через печь (ПП-0,63), где нагревают до температуры 50÷60°С.

В момент подачи промслоя одновременно с помощью блока реагента (БР) или кислотного агрегата подают расчетное количество кислотного реагента (Цикл I, табл.3) или сначала нагревают промслой до температуры 50-60°С, а затем подают расчетное количество кислотного реагента в буферную емкость (БЕ) (Цикл II, табл.3). Далее проводится статический отстой. Выделившуюся воду откачивают в резервуаре подготовки воды РВС-3.

Эффективность оценивают по следующим параметрам:

- остаточное содержание воды в нефти, %

- остаточное содержание солей в нефти, мг/л

- содержание нефтепродуктов в сточной воде, мг/л.

Из данных, представленных в таблицах 2, 3, видно, что при использовании заявленного способа происходит эффективное разрушение промежуточного слоя, содержание воды в нефти достигается до 0,18-0,4, а солей уменьшается в 80 раз.

Таблица 1
№№ п/п	Кислотный реагент, мас.%
ВР ПАВ или BMP ПАВ	Ингибированная HCl	Растоворитель	Н2О
1	Неонол АФ9-6	1,0	6	Метанол	15	остальное
2	Неонол АФ9-8	2,0	10	Изопропанол	7	остальное
3	Реапон 4В	5,0	15	Метанол	10	остальное
4	Коррексит - SXT 1003	0,1	20	Метанол + ИПС 9:1	3	остальное
5	Сульфонол	7,0	6	Бутилцеллозольв	20	остальное
6	АФ9-6 + Коррексит; 9:1	3,0	15	ИПС	10	остальное
7	ОП-7	4,0	10	Этанол	15	остальное
8	Неонол АФ9-6 + АФ9-12; 1:1	1,5	20	Этанол	7	остальное

Таблица 2
Результаты лабораторных испытаний композиций по разрушению промслоев.
№№ п/п из табл. №1	Кол-во промслоя, г	Кол-во композиции, г	Тем-ра обработки, °С	Время нагрева, τ, час	Время отстоя, τ, час	Содержание до обработки промслоя	Сод. н/продуктов в сточной воде	Остаточное содержание после обработки	Место отбора пробы
воды, %	солей, мг/л	мг/л	воды, %	солей, мг/л
1	94	6	50±2	2	24	53	134700	73	0,1	3400	РВС-1 УКПН «Балаки» НГДУ-1 ОАО «Белкам-нефть»
2	94	6	50±2	2	24	53	134700	73,7	0,26	4860
3	94	6	50±2	2	24	53	134700	222	0,82	30370
4	94	6	50±2	2	24	53	134700	113	0,15	6241
5	94	6	50±2	2	24	53	134700	210	0,3	9765
6	94	6	50±2	2	24	53	134700	88	0,2	3650
7	94	6	50±1	2	24	53	134700	96	0,18	3500
8	94	6	50±2	2	24	53	134700	74	0,13	4600

Таблица 3
Результаты опытно-промышленных испытаний композиции по разрушению промслоев.
№№ п/п	Толщина пром-слоя, см	Кол-во композиции, %, объем	Тем-ра обработки, °С	Время отстоя, сутки	Остаточное содержание до обработки промслоя	Остаточное содержание н/продуктов в сточной воде, мг/л	Остаточное содержание после обработки промслоев
воды, %	солей, мг/л	воды, %	солей, мг/л
max	min	max	min
Состав I	62,0	6,2	50	3	48,0	145 434	14	1,4	0,4	2783	1827
Цикл I
Состав II	97,0	2,6	56	3	66,6	37000	16,1	0,3	0,18	1476	1381
Цикл II
Состав III	102	6,6	60	2	65	14000	13,6	0,3	0,18	2500	1350
Цикл III

Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, путем его обработки кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту и поверхностно-активное вещество, нагревания и отстоя, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют либо водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12, блоксополимеры оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, оксиэтилированная смесь моно- и диалкилфенолов марки ОП-7, либо водорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: сульфанол, четвертичные соли аммония в изопропаноле, либо применяют смесь водомаслорастворимого и водорастворимого поверхностно-активного вещества, состоящего из оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12 и четвертичных солей аммония, дополнительно вводят растворитель, выбранный из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутилцеллозольв, ацетон, и добавляют воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота	6-20
водомаслорастворимое или водорастворимое
поверхностно-активное вещество или
их смесь как указано выше	0,1-7,0
растворитель	3-20
вода	остальное