RU2169168C1 - Method of destroying water-oil catcher emulsion - Google Patents
Method of destroying water-oil catcher emulsion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2169168C1 RU2169168C1 RU2000122371A RU2000122371A RU2169168C1 RU 2169168 C1 RU2169168 C1 RU 2169168C1 RU 2000122371 A RU2000122371 A RU 2000122371A RU 2000122371 A RU2000122371 A RU 2000122371A RU 2169168 C1 RU2169168 C1 RU 2169168C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- water
- demulsifier
- mixture
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 10
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 5
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- -1 alkoxyalkyl phosphates Chemical class 0.000 abstract description 4
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 abstract description 4
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 33
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M (2r)-2-ethylhexanoate Chemical compound CCCC[C@@H](CC)C([O-])=O OBETXYAYXDNJHR-SSDOTTSWSA-M 0.000 description 1
- NMRPBPVERJPACX-UHFFFAOYSA-N (3S)-octan-3-ol Natural products CCCCCC(O)CC NMRPBPVERJPACX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 101710190440 Cytotoxin 1 Proteins 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N alpha-ethylcaproic acid Natural products CCCCC(CC)C(O)=O OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- VYVRIXWNTVOIRD-LRHBOZQDSA-N ciguatoxin CTX1B Chemical compound C([C@@]12[C@@H](C)[C@@H]([C@@H]3[C@H]([C@H]([C@H](C)[C@H]4O[C@H]5C[C@@H](C)C[C@H]6O[C@@]7(C)[C@H](O)C[C@H]8O[C@H]9C=C[C@H]%10O[C@H]%11C[C@@H]%12[C@H]([C@@H]([C@H]%13O[C@H](C=CC[C@@H]%13O%12)\C=C\[C@H](O)CO)O)O[C@@H]%11C=C[C@@H]%10O[C@@H]9C\C=C/C[C@@H]8O[C@@H]7C[C@@H]6O[C@@H]5C[C@@H]4O3)O)O2)C)[C@H](O)CO1 VYVRIXWNTVOIRD-LRHBOZQDSA-N 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 208000028659 discharge Diseases 0.000 description 1
- YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940071161 dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- MDKXBBPLEGPIRI-UHFFFAOYSA-N ethoxyethane;methanol Chemical compound OC.CCOCC MDKXBBPLEGPIRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005676 ethylene-propylene block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N isoamylol Chemical compound CC(C)CCO PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтеподготовки, в частности к технологии разрушения водонефтяной ловушечной эмульсии, преимущественно сульфидсодержащей, и может быть использовано на нефтяных промыслах при нефтеподготовке и нефтеперерабатывающих заводах. The invention relates to the field of oil preparation, in particular to a technology for the destruction of a water-oil trap emulsion, mainly sulfide-containing, and can be used in oil fields in oil refining and oil refineries.
При разрушении водонефтяных эмульсий на установках промысловой подготовки нефти образуется значительное количество трудно разрушаемого промежуточного слоя, который поступает в амбары-накопители. В состав промслоя кроме нефти и воды входят механические примеси, представляющие собой продукты суффозии пластов (карбонаты, глина, песок, барит и др.), коррозии нефтепромыслового оборудования (окислы и сульфиды железа), а также осадки смешения разноминерализованных пластовых вод. When water-oil emulsions are destroyed at oil field treatment plants, a significant amount of hard-to-break intermediate layer is formed, which enters the storage barns. In addition to oil and water, the industrial layer includes mechanical impurities, which are products of formation suffusion (carbonates, clay, sand, barite, etc.), oilfield equipment corrosion (iron oxides and sulfides), and precipitation of mixing of different mineralized formation waters.
В последнее время ввиду практически повсеместной биозараженности месторождений сульфатвосстанавливающими бактериями, продукцирующими коррозионно агрессивный сероводород, добываемая продукция скважин обогащена значительным количеством сульфида железа коллоидной степени дисперсности. Именно он является наиболее активным стабилизатором водонефтяных эмульсий и способствует накоплению повышенных количеств промслоев при подготовке нефти (см. Мансуров Р. И. и др. Подготовка ловушечных эмульсий //Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело", М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып.4(93) - с.4). Recently, due to the almost widespread bio-contamination of deposits by sulfate-reducing bacteria that produce corrosive hydrogen sulfide, the produced wells are enriched with a significant amount of ferrous sulfide of a colloidal degree of dispersion. It is he who is the most active stabilizer of water-oil emulsions and contributes to the accumulation of increased quantities of industrial layers in the preparation of oil (see Mansurov R.I. et al. Preparation of trap emulsions // Overview. Series "Oilfield business", M .: VNIIOENG, 1985. - Vol. 4 (93) - p. 4).
Для разрушения таких сульфидобогащенных ловушечных эмульсий применение общеизвестных приемов, таких как использование деэмульгаторов, электрополей, ультразвука, гидродинамических методов, изменение pH среды, является неэффективным (см. Мансуров Р.И. и др. Подготовка ловушечных эмульсий // Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело", М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып.4(93) - с.4 и Сидурин Ю.В. и др. Особенности электродеэмульсации промысловых ловушечных нефтей, содержащих сульфид железа // Сборник научных трудов ВНИИСПТнефть "Промысловый сбор и подготовка аномальных нефтей". Уфа, 1988, с.55-60). For the destruction of such sulfide-rich trap emulsions, the use of well-known techniques, such as the use of demulsifiers, electric fields, ultrasound, hydrodynamic methods, changing the pH of the medium, is ineffective (see Mansurov RI and others. Preparation of trap emulsions // Overview. Series. Oilfield case ", M .: VNIIOENG, 1985. - Issue 4 (93) - p. 4 and Sidurin Yu.V. et al. Features of electroemulsion of field trap oils containing iron sulfide // VNIISPTneft Collection of Scientific Papers" Field collection and preparation the production of abnormal oils. "Ufa, 1988, p. 55-60).
Известен способ разрушения водонефтяной ловушечной эмульсии, содержащей 1,5% мехпримесей, согласно которому производят нагрев эмульсии до 50-60oC, последующую обработку соленой водой в соотношении 1:0,65 соответственно с содержанием 100 г деэмульгатора на тонну нефти, диспергирование и отстой в течение 30 мин (см. Митрофанов А.З. и др. Обезвоживание стойких эмульсий методом обращения фаз // РНТС "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. N 7 - с.30-32). Однако, как показали результаты наших исследований, данный способ неэффективен при разрушении водонефтяных ловушечных эмульсий с высоким содержанием мехпримесей, состоящих преимущественно из сульфида железа. В частности не обеспечивается полное удаление мехпримесей из такой эмульсии и высокая степень разделения ее на нефть и воду.A known method of destroying a water-oil trap emulsion containing 1.5% solids, according to which the emulsion is heated to 50-60 o C, subsequent treatment with salt water in a ratio of 1: 0.65, respectively, with a content of 100 g of demulsifier per ton of oil, dispersion and sediment within 30 minutes (see Mitrofanov A.Z. et al. Dehydration of persistent emulsions by phase reversal method // RNTS "Oilfield Business." - M .: VNIIOENG, 1981. N 7 - p.30-32). However, as the results of our studies have shown, this method is ineffective in the destruction of water-oil trap emulsions with a high content of solids, consisting mainly of iron sulfide. In particular, complete removal of solids from such an emulsion and a high degree of separation of it into oil and water are not ensured.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является способ разрушения водонефтяной ловушечной эмульсии, содержащей 54-55% воды; 2,5-3,5% мехпримесей и 5,0-5,5% промслоя, заключающийся в ее холодном отстое в течение 24 часов с отделением отстоявшейся воды, нагревании, диспергировании эмульсии до получения глобул воды размером 15-20 мкм путем подачи эмульсии из отстойника насосом через диспергатор при давлении 10 атм в поток нагретой до 70-90oС соленой воды с содержанием 250 г/т нефти при соотношении эмульсия: вода 1:1, при этом в качестве соленой воды используют воду, выделенную на стадии предварительного сброса в процессе подготовки нефти (см. Патент СССР N 1833405, кл. С 10 G 33/00 от 1992 г.)
В соответствии с нашими экспериментальными данными указанный известный способ малоэффективен при разрушении ловушечных эмульсий с более высоким содержанием мехпримесей, включающих преимущественно сульфид железа, из-за их неполного отделения и невысокой степени разделения такой эмульсии на нефть и воду.Closest to the claimed technical solution according to the technical essence is a method of destroying a water-oil trap emulsion containing 54-55% water; 2.5-3.5% solids and 5.0-5.5% of the industrial layer, consisting in its cold sludge for 24 hours with the separation of the settled water, heating, dispersing the emulsion to obtain water globules with a size of 15-20 microns by feeding the emulsion from a sump by a pump through a disperser at a pressure of 10 atm into a stream of salt water heated to 70-90 o С with a content of 250 g / t of oil at an emulsion: water ratio of 1: 1, while the water extracted at the preliminary discharge stage is used as salt water in the process of oil preparation (see USSR Patent N 1833405, class C 10 G 33/00 of 1992)
In accordance with our experimental data, this known method is ineffective in the destruction of trap emulsions with a higher content of solids, including mainly iron sulfide, due to their incomplete separation and the low degree of separation of such an emulsion into oil and water.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности разрушения водонефтяной ловушечной эмульсии с повышенным содержанием сульфидов за счет увеличения степени удаления из нее мехпримесей и повышения степени разделения ее на нефть и воду до остаточного содержания мехпримесей и воды менее 1%. The aim of the present invention is to increase the destruction efficiency of a water-oil trap emulsion with a high content of sulfides by increasing the degree of removal of mechanical impurities from it and increasing its degree of separation into oil and water to a residual content of mechanical impurities and water of less than 1%.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разрушения водонефтяной ловушечной эмульсии, включающем холодный отстой эмульсии с отделением отстоявшейся воды, ее нагревание, подачу нагретой эмульсии в поток соленой воды с одновременным диспергированием и последующий отстой, новым является то, что перед нагреванием в эмульсию вводят деэмульгатор в количестве 20-50 мас.% от требуемого (расчетного) количества, а оставшуюся часть деэмульгатора вводят в эмульсию дозированно при подаче нагретой эмульсии в поток нагретой соленой воды, при этом в качестве деэмульгатора используют спиртовой раствор смеси деэмульгаторов: блоксополимера оксидов этилена и пропилена с алкоксиалкилфосфатами либо алкилбензолсульфонатами, при их массовом соотношении 1:0,5 - 1,0 соответственно. This goal is achieved by the fact that in the known method of destroying a water-oil trap emulsion, including cold sludge emulsion with separation of settled water, heating it, supplying a heated emulsion to a stream of salt water with simultaneous dispersion and subsequent sludge, it is new that is introduced into the emulsion before heating demulsifier in an amount of 20-50 wt.% of the required (calculated) amount, and the remainder of the demulsifier is introduced into the emulsion in a dosed manner when the heated emulsion is fed into the heated salt stream in rows, wherein the demulsifier is used as the alcohol solution demulsifiers mixtures: block copolymer of ethylene oxide and propylene alkoksialkilfosfatami or alkyl benzene sulfonates, at a weight ratio of 1: 0.5 - 1.0, respectively.
Кроме того, подачу эмульсии в поток соленой воды осуществляют при объемном соотношении эмульсия: вода как 1:2 - 9. In addition, the supply of the emulsion in the stream of salt water is carried out at a volume ratio of emulsion: water as 1: 2 to 9.
В качестве спиртового растворителя смеси вышеуказанных деэмульгаторов используют смесь метанола и спиртов фракции C4-C8 при их объемном соотношении 1:1.As the alcohol solvent of the mixture of the above demulsifiers, a mixture of methanol and alcohols of the C 4 -C 8 fraction is used in their volume ratio 1: 1.
По нашему мнению, достижение поставленной цели обеспечивается прохождением ряда сопряженных физико-химических процессов. In our opinion, the achievement of this goal is ensured by the passage of a number of associated physical and chemical processes.
В отстойном аппарате из нагретой эмульсии, содержащей уже часть общего количества деэмульгатора, выделяются наиболее крупные частицы мехпримесей и часть водной фазы. Затем при диспергировании эмульсии в поток нагретой соленой воды резко возрастает ее межфазная поверхность, что открывает бронированные сульфидом железа водные глобулы для доступа спиртовой формы деэмульгаторов с обращением (инверсией) фаз. In the settling apparatus, the largest emulsion particles and part of the aqueous phase are emitted from the heated emulsion, which already contains part of the total amount of the demulsifier. Then, when the emulsion is dispersed into the stream of heated salt water, its interphase surface sharply increases, which opens the water globules armored with iron sulfide to access the alcohol form of demulsifiers with phase reversal (inversion).
При этом деэмульгаторы с кислыми свойствами (алкоксиалкилфосфаты или алкилбензолсульфонаты) обеспечивают нарушение целостности бронирующих водных глобул, где облегчается их прочная связь с сульфидом железа и его перевод в отделяющуюся водную фазу. At the same time, demulsifiers with acidic properties (alkoxyalkyl phosphates or alkylbenzenesulfonates) provide a violation of the integrity of the armoring water globules, which facilitates their strong connection with iron sulfide and its transfer to the separated aqueous phase.
Кроме того, раствор деэмульгаторов в высших спиртах имеет повышенное сродство к нефтяной среде эмульсии и за счет этого обеспечивает разрушение водных глобул преимущество за счет десорбции с них органических составляющих стабилизатора (асфальтены, смолы, парафин). Таким образом, разрушение эмульсии происходит как со стороны нефтяной среды, так и водной фазы. Данные процессы особенно активизируются при диспергировании эмульсии и вплоть до обращения ее фаз. In addition, the solution of demulsifiers in higher alcohols has an increased affinity for the oil medium of the emulsion and due to this provides the destruction of water globules advantage due to the desorption of organic components of the stabilizer (asphaltenes, resins, paraffin) from them. Thus, the destruction of the emulsion occurs both from the side of the oil medium and the aqueous phase. These processes are especially activated during dispersion of the emulsion and up to the reversal of its phases.
Для реализации заявляемого способа в промысловых условиях осуществляют следующие технологические операции в нижеуказанной последовательности:
производят закачку сульфидсодержащей ловушечной эмульсии из амбара в отстойный аппарат;
осуществляют ее холодный отстой в течение 24 часов;
сливают отстоявшуюся воду;
дозируют в эмульсию 20-50 мас.% требуемого (расчетного) количества деэмульгатора, при этом в качестве расчетного количества принимают величину 200-300 г 100%-ной формы деэмульгаторов в расчете на 1 тонну нефти, содержащейся в исходной ловушечной эмульсии, при этом в качестве деэмульгатора используют спиртовой раствор смеси деэмульгаторов: блок-сополимера оксидов этилена и пропилена с алкоксиалкилфосфатами либо алкилбензолсульфонатами;
проводят нагрев эмульсии путем ее циркуляции насосом через нагревательные элементы, например ПТ-16, до +70-80oC;
производят подачу насосом нагретой эмульсии в диспергатор, установленный в трубе, подающей нагретую до 40-50oC соленую воду, с одновременным дозированием остального количества деэмульгатора на прием насоса, качающего эмульсию, при соблюдении объемного соотношения эмульсия: соленая вода как 1: 2 - 9, при этом в качестве соленой воды используют подтоварную воду, отделяемую на установках промысловой подготовки нефти при разделении эмульсий;
производят отстой инверсированной эмульсии в отстойном аппарате до остаточного водосодержания менее 1%.To implement the proposed method in the field, carry out the following technological operations in the following sequence:
sulphide-containing trap emulsion is pumped from the barn into the settling apparatus;
carry out its cold sludge for 24 hours;
drain settled water;
20-50 wt.% of the required (calculated) amount of demulsifier is dosed into the emulsion, while 200-300 g of a 100% form of demulsifiers are calculated as 1 ton of oil contained in the initial trap emulsion, as an alcohol solution of a mixture of demulsifiers is used as a demulsifier: a block copolymer of ethylene and propylene oxides with alkoxyalkyl phosphates or alkyl benzene sulfonates;
carry out heating of the emulsion by pump circulation through heating elements, for example PT-16, to + 70-80 o C;
the heated emulsion is pumped into a dispersant installed in a pipe supplying salt water heated to 40-50 ° C, while the remaining amount of demulsifier is dosed to receive the pump pumping the emulsion, subject to the emulsion: salt water volume ratio of 1: 2 - 9 at the same time, commercial water is used as salt water, separated at the oil field treatment plants during the separation of emulsions;
sludge inverse emulsion in a settling apparatus to a residual water content of less than 1%.
В качестве деэмульгаторов используют:
блок-сополимеры оксидов этилена и пропилена (неионный деэмульгатор):
- Реапон 4B по ТУ 2226-005-10488057-94 производства 000 "Среднетоннажная химия" г. Нижнекамск;
- СТХ-1 по ТУ 2226-01-34751835-97 того же производителя;
- другие аналогичные.As demulsifiers use:
block copolymers of ethylene oxide and propylene (non-ionic demulsifier):
- Reapon 4B according to TU 2226-005-10488057-94 produced by 000 "Middle tonnage chemistry", Nizhnekamsk;
- STX-1 according to TU 2226-01-34751835-97 of the same manufacturer;
- other similar ones.
- алкоксиалкилфосфаты либо алкилбензолсульфонаты (кислотные деэмульгаторы):
- Фосфол-12 по ТУ 38.507-63-0194-91 производства ООО <Селена> г. Щебекино (Белгородская обл.);
- Кемеликс Т-101 (додецилбензолсульфонат) производства фирмы "ICI", Великобритания
- и другие аналогичные.- alkoxyalkyl phosphates or alkylbenzenesulfonates (acidic demulsifiers):
- Fosfol-12 according to TU 38.507-63-0194-91 produced by LLC "Selena" of the city of Schebekino (Belgorod region);
- Kemelix T-101 (dodecylbenzenesulfonate) manufactured by ICI, UK
- and other similar ones.
В качестве спиртовых растворителей для смеси вышеуказанных деэмульгаторов используют:
метанол по ГОСТ 2222-78;
бутанол по ГОСТ 5208-81;
изобутанол по ГОСТ 9536-79;
пентанол по ТУ 6-09-34-67-79;
изопентанол по ГОСТ 5830-70 или ОСТ 18-298-76;
этилгексанол по ГОСТ 26624-85 и др.As alcoholic solvents for a mixture of the above demulsifiers use:
methanol according to GOST 2222-78;
butanol according to GOST 5208-81;
isobutanol according to GOST 9536-79;
pentanol according to TU 6-09-34-67-79;
isopentanol according to GOST 5830-70 or OST 18-298-76;
ethylhexanol according to GOST 26624-85 and others.
или продукты, содержащие их в своем составе, например:
эфирная фракция производства бутиловых спиртов, 2-этилгексанола и 2-этилгексановой кислоты по ТУ 38-05767858-94;
кубовые остатки производства бутиловых спиртов по ТУ 38.102.167-85 и др.or products containing them in their composition, for example:
the ether fraction of the production of butyl alcohols, 2-ethylhexanol and 2-ethylhexanoic acid according to TU 38-05767858-94;
bottoms of butyl alcohol production according to TU 38.102.167-85 and others.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами. The essence of the invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. В отстойник ОГД-200 емкостью 200 м3 закачали из амбара-накопителя 120 м3 сульфидсодержащей ловушечной эмульсии следующего состава, мас. %:
Вода - 61
Мехпримеси - 4,7
Концентрированный промслой - 17
При этом промслой содержал, мас.%:
Органическая часть - 72,2
Мехпримеси - 27,8,
в том числе в составе мехпримесей находилось 87,1 мас.% сульфида железа или 4,09 мас.% на исходную эмульсию.Example 1. In the sump OGD-200 with a capacity of 200 m 3 pumped from the storage barn 120 m 3 sulfide-containing trap emulsion of the following composition, wt. %:
Water - 61
Mechprimesi - 4.7
Concentrated Industry - 17
In this case, the industrial layer contained, wt.%:
Organic - 72.2
Mechprimesi - 27.8,
including solids contained 87.1 wt.% iron sulfide or 4.09 wt.% on the original emulsion.
В этом отстойнике эмульсию выдерживали 24 часа, после чего отстоявшуюся воду слили в амбар-накопитель. Затем в эмульсию ввели 14,4 кг 10%-ного спиртового раствора деэмульгатора в смеси метанол: изобутанол - 1:1 следующего состава: реапон 4B - 0,9 кг, фосфол-12 - 0,48 кг. Это количество составляло 20 мас.% от требуемого (расчетного) количества деэмульгатора. Далее эмульсию нагревали до 70-80oC путем циркуляции насосом через блок нагрева ПТ-16. В дальнейшем нагретую эмульсию насосом подавали через диспергатор, установленный в водопадающей трубе при давлении 10-12 атм в поток (240 м3) соленой воды, нагретой до 40-50oC, с одновременной дозировкой указанного выше раствора деэмульгатора на прием этого насоса в количестве 57,6 кг (это составляло 80 мас.% от расчетного количества). При этом в качестве соленой воды использовали подтоварную воду с УППН. Затем инверсированную эмульсию с соленой водой возвращали в отстойник ОГД-200, а отделяющуюся воду периодически дренировали. После окончания процесса и 24 часов отстоя такой эмульсии было подготовлено 36 м3 нефти следующего состава, мас.%:
Вода - 0,9
Мехпримеси - 0,03
Данная нефть была откачана на установку подготовки нефти на ступень термохимического обессоливания.In this sump, the emulsion was kept for 24 hours, after which the settled water was poured into a storage barn. Then, 14.4 kg of a 10% alcohol solution of a demulsifier in a mixture of methanol: isobutanol - 1: 1 of the following composition was introduced into the emulsion: reapon 4B - 0.9 kg, phosphol-12 - 0.48 kg. This amount was 20 wt.% Of the required (calculated) amount of demulsifier. Next, the emulsion was heated to 70-80 o C by circulation by a pump through a heating unit PT-16. Subsequently, the heated emulsion was pumped through a dispersant installed in a water pipe at a pressure of 10-12 atm to a stream (240 m 3 ) of salt water heated to 40-50 o C, while dosing the above demulsifier solution to receive this pump in an amount 57.6 kg (this was 80 wt.% Of the calculated amount). At the same time, commercial water with UPPN was used as salt water. Then, the inverted emulsion with salt water was returned to the OGD-200 sump, and the separated water was periodically drained. After the end of the process and 24 hours of sedimentation of such an emulsion, 36 m 3 of oil of the following composition was prepared, wt.%:
Water - 0.9
Mechprimesi - 0.03
This oil was pumped to an oil treatment unit at the stage of thermochemical desalination.
Пример 2. В отстойный аппарат ОГД-200 емкостью 200 м3 закачали из амбара-накопителя 80 м3 сульфидсодержащей ловушечной эмульсии следующего состава, мас.%:
Вода - 20
Мехпримеси - 7,6
Концентрированный промслой - - 35
При этом промслой содержал, мас.%:
Органическая часть - 78,8
Мехпримеси - 21,5,
в том числе в составе мехпримесей находилось 74,4% сульфида железа или 5,65% на исходную эмульсию.Example 2. In the settling apparatus OGD-200 with a capacity of 200 m 3 was pumped from the storage barn 80 m 3 sulfide-containing trap emulsion of the following composition, wt.%:
Water - 20
Mechprimesi - 7.6
Concentrated Industrial - - 35
In this case, the industrial layer contained, wt.%:
Organic - 78.8
Mechprimesi - 21.5,
including solids contained 74.4% of iron sulfide or 5.65% of the original emulsion.
Данную эмульсию подвергли холодному отстою в течение 24 часов с последующим дренированием воды. Затем в эмульсию ввели 78 кг 10%-ного раствора деэмульгатора в смеси метанол - эфирная фракция 1:1 следующего состава: СТХ-1 3,9 кг и Т-101 3,9 кг, и повторили операции, описанные в примере 1, с тем отличием, что на прием насоса, качающего эмульсию в диспергатор, подали 78 кг указанного выше раствора деэмульгатора и при этом прокачали 720 м3 нагретой соленой воды, также взятой с УППН.This emulsion was subjected to cold sludge for 24 hours, followed by drainage of water. Then, 78 kg of a 10% demulsifier solution in a mixture of methanol - ether fraction 1: 1 of the following composition was introduced into the emulsion: CTX-1 3.9 kg and T-101 3.9 kg, and the operations described in Example 1 were repeated, s the difference is that 78 kg of the above demulsifier solution was supplied to the intake of the pump pumping the emulsion into the dispersant and 720 m 3 of heated salt water, also taken from the UPPN, was pumped.
После окончания процесса и 24 часов отстоя такой эмульсии было подготовлено 52 м3 нефти следующего состава, мас.%:
Вода - 0,8
Мехпримеси - 0,28
Таким образом при реализации предлагаемого способа обеспечивается практически полное разрушение ловушечной сульфидсодержащей эмульсии с отделением из нее подавляющего количества мехпримесей.After the process and 24 hours of sedimentation of such an emulsion, 52 m 3 of oil of the following composition was prepared, wt.%:
Water - 0.8
Mechprimesi - 0.28
Thus, when implementing the proposed method provides almost complete destruction of the trap sulfide-containing emulsion with the separation of the vast majority of solids.
Для получения сравнительных результатов были проведены испытания известного по прототипу способа при разрушении ловушечной эмульсии с повышенным содержанием сульфида железа в мехпримесях (из примера 2), при этом полученная нефть имела следующий состав, мас. %:
Вода - 1,8
Мехпримеси - 1,1
Таким образом, заявляемый способ по сравнению с известным является более эффективным и обеспечивает более высокую степень разрушения эмульсии, содержащей повышенное количество сульфидов железа, на нефть и воду, а также обеспечивает более высокую степень удаления мехпримесей из этой эмульсии.To obtain comparative results, tests were carried out on a prototype method known for breaking a trap emulsion with a high content of iron sulfide in mechanical impurities (from Example 2), and the resulting oil had the following composition, wt. %:
Water - 1.8
Mechprimesi - 1.1
Thus, the claimed method compared with the known one is more efficient and provides a higher degree of destruction of the emulsion containing an increased amount of iron sulfides into oil and water, and also provides a higher degree of removal of solids from this emulsion.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000122371A RU2169168C1 (en) | 2000-08-24 | 2000-08-24 | Method of destroying water-oil catcher emulsion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000122371A RU2169168C1 (en) | 2000-08-24 | 2000-08-24 | Method of destroying water-oil catcher emulsion |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2169168C1 true RU2169168C1 (en) | 2001-06-20 |
Family
ID=20239525
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000122371A RU2169168C1 (en) | 2000-08-24 | 2000-08-24 | Method of destroying water-oil catcher emulsion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2169168C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002074405A3 (en) * | 2001-03-15 | 2003-05-22 | Baker Hughes Inc | Demulsifier for aqueous completion fluids |
| RU2244733C1 (en) * | 2003-09-25 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Салаватнефтеоргсинтез" | Crude oil dehydration and desalting method |
| RU2260032C1 (en) * | 2004-04-13 | 2005-09-10 | Глущенко Виктор Николаевич | Method of destroying water-oil trapped emulsion |
| RU2318865C2 (en) * | 2005-06-06 | 2008-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Производственное объединение "Киришинефтеоргсинтез" | Process of treating trapped persistent water-oil emulsions before processing |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057162C1 (en) * | 1992-12-09 | 1996-03-27 | Акционерное общество открытого типа Производственное объединение "ЛУКойл-Волга" | Method of treatment of stable petroleum emulsions containing impurities |
-
2000
- 2000-08-24 RU RU2000122371A patent/RU2169168C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2057162C1 (en) * | 1992-12-09 | 1996-03-27 | Акционерное общество открытого типа Производственное объединение "ЛУКойл-Волга" | Method of treatment of stable petroleum emulsions containing impurities |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002074405A3 (en) * | 2001-03-15 | 2003-05-22 | Baker Hughes Inc | Demulsifier for aqueous completion fluids |
| RU2244733C1 (en) * | 2003-09-25 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Салаватнефтеоргсинтез" | Crude oil dehydration and desalting method |
| RU2260032C1 (en) * | 2004-04-13 | 2005-09-10 | Глущенко Виктор Николаевич | Method of destroying water-oil trapped emulsion |
| RU2318865C2 (en) * | 2005-06-06 | 2008-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Производственное объединение "Киришинефтеоргсинтез" | Process of treating trapped persistent water-oil emulsions before processing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5256305A (en) | Method for breaking emulsions in a crude oil desalting system | |
| US4864075A (en) | Dithiocarbamates for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US5154857A (en) | Demulsifying and antifouling agent suitable for separating possibly emulsified water/hydrocarbon mixtures | |
| RU2379330C1 (en) | Calcium removal from crude oil method | |
| CA2867595C (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
| US4956099A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US20160326443A1 (en) | Composition and method for oilfield water clarification processes | |
| CA1248902A (en) | Method for desalting crude oil | |
| US5089619A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US5026483A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| US8653148B2 (en) | Microwave process and apparatus for breaking emulsions | |
| US4341657A (en) | Use of quaternized derivatives of polymerized pyridines and quinolines as corrosion inhibitors | |
| US5019274A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| RU2169168C1 (en) | Method of destroying water-oil catcher emulsion | |
| WO2000050146A1 (en) | Demulsification of oil and water emulsions | |
| US4339347A (en) | Use of quaternized derivatives of polymerized pyridines and quinolines as demulsifiers | |
| EA027642B1 (en) | Stabilized aqueous water clarifier composition and methods of use thereof | |
| WO1997002881A1 (en) | Methods for treating mud wash emulsions | |
| RU2172764C1 (en) | Method of reusing oil slime | |
| CA1340691C (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
| RU2198200C2 (en) | Method of destroying stable crude oil emulsion | |
| Nasehi et al. | Study of crude oil desalting process in refinery | |
| Christianson et al. | Desalting Crude Petroleum: A Review of the Literature | |
| RU2260032C1 (en) | Method of destroying water-oil trapped emulsion | |
| RU2221083C2 (en) | Method of protection of inner surface of reservoir bottom against corrosion |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110825 |