способ обезвоживания нефти

Формула изобретения

Способ обезвоживания нефти, включающий диспергирование воды в нефтяной эмульсии, согласно изобретению, в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1% при температуре 5-50°С, диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора, при диспергировании воду в объеме 2-15% от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 45±5° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти.

Известен способ обезвоживания нефти, включающем диспергирование воды в нефтяной эмульсии на входе в отстойник, согласно изобретению, в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и твердых взвешенных частиц не более 50 мг/л в объеме 8-15% от объема подготавливаемой нефти при температуре 5-25°С (Патент РФ № 2260690, опубл. 2004.11.10).

Известный способ требует дополнительных затрат для работы насосного агрегата, обеспечивающего подачу воды, а также на строительство водовода от очистных сооружений к отстойнику для обезвоживания нефти.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Нефть подвергают гидродинамическому возмущению, пропуская ее через каналы, выполненные из гидрофобного материала, разделяя ее при этом порциями воды на чередующиеся вдоль каналов слои путем периодического добавления в начальный участок каналов порцию воды, и далее отстаивают (Патент РФ № 2074231, опубл. 1997.02.27).

Известный способ сложен в аппаратурном исполнении и недостаточно эффективен.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий замер объема эмульсии из скважин, сепарацию газа, введение деэмульгатора в трубопровод, отводящий эмульсию от замерной установки к сепаратору, отделение свободной пластовой воды из отстойника и подготовку нефти путем глубокого обезвоживания и обессоливания добавлением горячей воды в эмульсию и диспергирования ее с последующим разделением и отделением фаз. Деэмульгатор вводят в два этапа по половине от норматива. Вторую половину вводят в процессе подготовки нефти при диспергировании эмульсии созданием круговой циркуляции насос-отстойник, при котором также вводят горячую воду. Подготовку нефти осуществляют не менее чем в двух отстойниках, обеспечивая непрерывное поступление эмульсии из скважин. Разделение фаз в отстойнике до и после диспергирования осуществляют в режиме теплового воздействия (патент РФ № 21533827, опубл. 2000.07.27 - прототип).

Известный способ энергоемок и дорог, т.к, требует применения горячей воды и деэмульгаторов. Способ недостаточно эффективен, т.к. не позволяет в достаточной степени провести отделение воды от нефти.

В изобретении решается задача повышение степени обезвоживания нефти.

Задача решается тем, что в способе обезвоживания нефти, включающем диспергирование воды в нефтяной эмульсии, согласно изобретению, в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1% при температуре 5-50°С, диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора, при диспергировании воду в объеме 2-15% от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 40±45° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды.

Сущность изобретения

При обезвоживании нефти стремятся добиться наибольшего удаления воды. Известные способы энергоемки и дороги, т.к. требует применения горячей воды и деэмульгаторов. Способы недостаточно эффективны, т.к. не позволяют в достаточной степени провести отделение воды от нефти.

В предложенном способе решается задача повышения степени обезвоживания нефти с минимальными энергетическими затратами. Задача решается следующим образом.

Смешивают водонефтяную эмульсию с промывочной водой при помощи диспергирующего устройства и проводят обезвоживание в отстойниках. Для этого воду направляют в нефтяную эмульсию под углом 45° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть воды направляют под слой сточной воды.

При этом для обезвоживания необходимо лишь дренировать воду. Проведенные исследования показали, что степень обезвоживания увеличивается, если в качестве промывочной воды используют сточную воду той же нефтяной залежи, которая обладает сродством к нефти, хорошей совместимостью и повышенной плотностью. В этом случае сточная вода способна ускорить процесс коалесценции и отделения воды от водонефтяной эмульсии.

Для обеспечения лучшей степени обезвоживания нефти установку диспергирующего устройства для смешения свободной пластовой воды с водонефтяной эмульсией осуществляют в линии входа в отстойники. Объем сточной воды подобран оптимальным 2-15% от объема подготавливаемой нефти. Температура процесса составляет 5-50°С. Наилучшие результаты достигаются при использовании сточной воды, содержащей не более 1% нефтепродуктов. Объем одного отстойника составляет 200 м ³. Расход водонефтяной эмульсии с диспергированной сточной водой в отстойник составляет 500 - 2400 м³/сут.

В результате удается довести содержание воды в нефти до требуемого показателя на выходе из отстойников. Достигаемая степень обезвоживания позволяет отключить и вывести в резерв несколько емкостей объемом 200 м³, что дает существенную экономию на электроэнергии, обслуживании (ремонт, чистка и т.д.) и увеличении срока службы этих аппаратов. Использование родной пластовой воды исключает попадание в оборудование установки предварительного обезвоживания нефти свободного кислорода, тем самым значительно замедляется скорость коррозии оборудования и запорной арматуры. Позволяет значительно снизить расходы электроэнергии на перекачку до установки подготовки нефти вследствие глубокого обезвоживания нефти до уровня менее 1%. Позволяет сэкономить топливный газ и пар, используемые на установке для подогрева водонефтяной эмульсии. Процесс отделения воды от нефти при промывке сточной водой идет быстрее, чем без подачи воды или чем при подаче пресной воды.

При увеличении объема подачи сточной воды выше 15% процесс обезвоживания значительно ухудшается. Устройство для диспергирования сточной воды следует устанавливать в трубопровод после перекачивающих насосов для исключения интенсивного перемешивания потока обработанной водонефтяной эмульсии. Подача на прием насоса приводит к образованию трудноразрушаемой мелкодисперсной эмульсии. При снижении объема подачи сточной воды ниже 2% процесс обезвоживания значительно замедляется. При диспергировании сточной воды в водонефтяной эмульсии осуществляется процесс, подобный электромагнитному воздействию в электродегидратоpax, значительно увеличивается вероятность столкновения капель друг с другом, ускоряется процесс коалесценции (слияния капель воды), т.о., быстро идет рост массы капель диспергированных в нефти и интенсивное осаждение их под действием сил гравитации. Сточная вода содержит остатки водорастворимых деэмульгаторов, которые способствуют увеличению скорости разделения водонефтяной эмульсии и увеличению глубины обезвоживания нефти.

В результате происходит внутритрубная деэмульсация, т.е. процесс разрушения нефтяной эмульсии в трубах на пути движения по трубопроводам вплоть до установок подготовки нефти за счет подачи деэмульгатора в поток эмульсии. Таким образом, в месте расположения устройства поток водонефтяной эмульсии расслоившийся и движется в ламинарном режиме слоями.

Используемое устройство показано на чертеже, где 1 - нефтепровод, 2 - дисперсионная среда (капли воды в нефти), 3 - фланец, 4 паронитовая прокладка, 5 - диспергирующее устройство, 6 - направление потока воды, 7 - слияние и укрупнение капель воды (коалесценция).

Как показано на чертеже - нижний слой представляет собой отделившуюся от нефтяной эмульсии сточную воду, содержащую в себе водомаслорастворимый деэмульгатор, а верхний слой - нефть, содержащую остатки воды в виде эмульсии. При подаче части отделившейся воды в нефть, в количестве от 2 до 15% к объему подготавливаемой нефти, происходит столкновение мелкодиспергированных капель воды с каплями свободной воды, их слипание и укрупнение. Далее в отстойнике под действием сил гравитации происходит быстрое осаждение воды на дно аппарата. Таким образом улучшается обезвоживание нефти и снижается время, необходимое для отстоя нефтяной эмульсии в емкости, что позволяет вывести часть емкостного оборудования установок подготовки продукции скважин в резерв. Данный способ обеспечивает максимальное удаление воды из нефти. Разрушение эмульсии и отделение воды осуществляется под действием направленного потока сточной воды. Механизм разрушения эмульсий при помощи диспергирующего устройства следующий: под воздействием направленного потока воды глобулы эмульгированной воды в эмульсии сталкиваются с крупными каплями свободной воды и испытывают непрерывную деформацию, что способствует эффективному разрушению эмульсий. Подача воды в нефть, содержащую эмульгированную воду, осуществляется под углом в 45° через распределительные отверстия в заслонке, расположенной в трубопроводе, обеспечивающую равномерное поступление части отделившейся воды по всему объему обрабатываемой нефти. Такая система ввода воды исключает неравномерную обработку нефти и позволяет значительно ускорить процесс обезвоживания. Технология обеспечивает воздействие на эмульсию тремя ключевыми факторами. Разрушение нефтяной эмульсии происходит: 1) под действием направленного потока воды; 2) температуры; 3) вводимого в нефтяную эмульсию деэмульгатора. Перед диспергирующим устройством в поток водонефтяной эмульсии подают деэмульгатор из расчета 60-100 г на 1 тонну нефти, например СНПХ-4810А, который является водомаслорастворимым реагентом. За счет столкновения эмульгированных капель пластовой воды и капель подаваемой свободной воды, содержащих деэмульгатор, разрушаются бронирующие оболочки и происходит слияние капель. При использовании водомаслорастворимого деэмульгатора происходит переход значительного его количества в воду, вследствие чего снижается поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды, тем самым улучшается сродство этих фаз, т.е. снижается энергия, необходимая для преодоления барьера, препятствующего слиянию капель. Часть деэмульгатора переходит в дренажную воду, его содержание в нефти с каждой ступенью уменьшается и может оказаться недостаточным для разрушения водонефтяной эмульсии. Сущность массообменных процессов при обезвоживании нефти с использованием технологии обезвоживания нефти заключается в растворении водорастворимого деэмульгатора в каплях пластовой воды с созданием раствора, обладающего эффективной деэмульгирующей способностью, подача которого осуществляется с помощью диспергирующего устройства, установленного в трубопроводе.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания способа проводились на установке предварительного сброса воды (УПС). Объект имеет три горизонтальных отстойника объемом 200 м³ каждый, соединенных параллельно. Установка позволяет провести обезвоживание 1500 т водонефтяной эмульсии в сутки (800 т/сут. нефти). Смешивают водонефтяную эмульсию с промывочной водой плотностью 1012 кг/м³ при помощи диспергирующего устройства и проводят обезвоживание в горизонтальных отстойниках. Обработка производится в линии входа водонефтяной эмульсии в отстойники.

Обводненность водонефтяной эмульсии в линии входа в горизонтальные отстойники составляет до 20%, температура - от 5 до 25°С. Расход диспергируемой сточной воды составляет 4 м³/ч, что эквивалентно 15% от объема подготавливаемой нефти. В качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1%. В результате промывки нефти исследуемым методом было достигнуто обезвоживание до требуемого содержания воды менее 1% после горизонтальных отстойников.

При отсутствии подачи сточной воды содержание остаточной воды в нефти на выходе с установки 5-10%, т.е. не достигается степень обезвоживания, удовлетворяющая качеству подготовки нефти до III группы по ГОСТ Р 51858-2002 (обводненностью не более 1%).

Применение предложенного способа позволит повысить степень обезвоживания нефти при минимальных затратах.