RU2086755C1

RU2086755C1 - Method for combined preparation of various grades of oil

Info

Publication number: RU2086755C1
Application number: RU95106386A
Authority: RU
Inventors: Л.Т. Дытюк; Р.Х. Самакаев; В.В. Андреев; А.С. Борисов
Original assignee: Научно-производственное управление акционерного общества "Оренбургнефть"
Priority date: 1995-04-24
Filing date: 1995-04-24
Publication date: 1997-08-10
Also published as: RU95106386A

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this relates to field treatment of oil. Reduced consumption of chelating agent and improved quality of oil preparation are achieved by combined treatment of various grades of oil with delivery of hot water to sulphur-containing oil before second stage of separation. Hot water is discharged from stage of deep dewatering and desalinization. Various grades of oil are mixed, and emulsion is heated before second stage of separation. EFFECT: high efficiency. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано на промысловых установках подготовки нефти. The invention relates to the preparation of oil and can be used in field installations for the preparation of oil.

Известен способ совместного обезвоживания разносортных нефтей, в частности, железо- и сероводородосодержащих, путем их смешивания, подачи реагента-деэмульгатора, предварительного, отстоя, нагрева и окончательного отстоя. A known method for the joint dehydration of varietal oils, in particular, iron and hydrogen sulfide, by mixing them, feeding the demulsifier reagent, preliminary, sludge, heating and final sludge.

Недостатком способа является то, что при содержании в нефтяной фазе сульфида железа более 100 г/т подготовка нефти становится невозможной, т.к. резко увеличивается устойчивость эмульсии из-за быстрого накопления промежуточного слоя в отслойниках, вследствие чего отстоя воды из водонефтяной эмульсии не происходит. The disadvantage of this method is that when the content in the oil phase of iron sulfide is more than 100 g / t, oil preparation becomes impossible, because the stability of the emulsion increases sharply due to the rapid accumulation of the intermediate layer in the separators, as a result of which water does not settle out of the oil-water emulsion.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ совместной подготовки разносортных нефтей путем подачи в железосодержащую нефть хелатообразующего агентов, смешения сероводородосодержащей и железосодержащей нефтей, подачи реагента - деэмульгатора, предварительного отстоя, нагрева, окончательного отстоя. В качестве хелатообразующего агента используется ДПФ-1. The closest in technical essence and the achieved result is a method for the joint preparation of multi-grade oils by feeding a chelating agent into iron-containing oil, mixing hydrogen sulfide-containing and iron-containing oils, supplying a demulsifier reagent, preliminary sludge, heating, and final sludge. As chelating agent used DFT-1.

Недостатками способа является недостаточно высокая степень обезвоживания водонефтяных эмульсий при высоком содержании сульфида железа в нефтяной фазе и повышенный расход хелатообразующего агента. The disadvantages of the method is the insufficiently high degree of dehydration of oil-water emulsions with a high content of iron sulfide in the oil phase and an increased consumption of a chelating agent.

Целью настоящего изобретения является получение менее концентрированного промежуточного слоя в резервуаре предварительного сброса воды, снижение расхода хелатообразующего агента и улучшение качества нефти. The aim of the present invention is to obtain a less concentrated intermediate layer in the tank preliminary water discharge, reducing the consumption of chelating agent and improving the quality of oil.

Поставленная цель достигается способом совместной подготовки расносортных нефтей путем подачи хелатообразующего агента в горячую воду, сбрасываемую со ступени глубокого обезвоживания, который вместе с горячей водой направляется для нагрева эмульсии перед второй ступенью сепарации сероводородосодержащего потока. This goal is achieved by the method of joint preparation of varietal oils by feeding a chelating agent into hot water discharged from the deep dehydration stage, which, together with hot water, is sent to heat the emulsion before the second stage of separation of the hydrogen sulfide-containing stream.

В качестве хелатообразующего агента используется ДПФ-1 или ПАФ-13 с удельным расходом 50 гр на 1 м³ обрабатываемой воды. Состав ДПФ-1 описан в изобретении (А. с. N 646035 Б.И. N 20 1980 г.). Хелатообразующие составы не воспламеняются, негорючи, невзрывоопасны. Они способны с катионами двух- и трехвалентного железа образовывать устойчивые комплексы.As a chelating agent, DPF-1 or PAF-13 is used with a specific consumption of 50 g per 1 m ^{3 of} treated water. The composition of DFT-1 is described in the invention (A. p. N 646035 B.I. N 20 1980). Chelating compounds are non-flammable, non-combustible, non-explosive. They are capable of forming stable complexes with cations of ferrous and ferric iron.

Пример. Совместному обезвоживанию подвергается Покровский сероводородосодержащий поток I с содержанием воды до 70% (см.чертеж) и Сорочинский железосодержащий поток II с содержанием воды до 10% В каждый поток вводиться реагент-деэмульгатор D из расчета 70 г/т. Example. Pokrovsky sulfide-containing stream I with a water content of up to 70% (see drawing) and Sorochinsky iron-containing stream II with a water content of up to 10% are subjected to joint dehydration. Reagent-demulsifier D is introduced into each stream at a rate of 70 g / t.

Покровский поток проходит 1-ую ступень сепарации 1, отстойник 2 поступает на 2-ую ступень сепарации 3, после чего направляется в резервуар предварительного сброса воды 4. The Pokrovsky stream passes the 1st separation stage 1, the sump 2 enters the 2nd separation stage 3, after which it is sent to the preliminary water discharge tank 4.

Сорочинский поток II проходит вторую ступень сепарации 8, затем поступает в резервуар предварительного сброса воды 9 и оба потока насосами 5 подаются в печь нагрева 6, после выхода из печи смесь двух нефтей при температуре 60^oC поступает на степень глубокого, обезвоживания и обессоливания (аппараты 7 и 10). Между аппаратами 7 и 10 вводится в поток промывочная пресная вода В до 10% объемных.Sorochinsky stream II passes the second stage of separation 8, then enters the preliminary water discharge tank 9 and both streams are pumped 5 to the heating furnace 6, after leaving the furnace the mixture of two oils at a temperature of 60 ^o C enters the degree of deep, dehydration and desalination (apparatuses 7 and 10). Between the apparatuses 7 and 10, washing fresh water B is introduced into the flow up to 10% by volume.

После глубокого обезвоживания и обессоливания нефть поступает в концевой сепаратор II и затем в товарный резервуар 12, откуда после наполнения в нужных количествах откачивается на дальний транспорт потоком III. After deep dehydration and desalination, oil enters the end separator II and then into the commodity tank 12, from where it is pumped to the long-distance transport with stream III after filling in the required quantities.

Предварительный сброс воды, осуществляемый в отстойнике 2, резервуарах предварительного сброса 4 и 9, потоком У направляется в систему поддержания пластового давления. The preliminary discharge of water, carried out in the sump 2, tanks preliminary discharge 4 and 9, the flow U is directed to the reservoir pressure maintenance system.

Сбрасываемая со ступени глубокого обезвоживания горячая подтоварная воды с введенным в нее хелатообразующим агентом Х потоком IV подается в нефтепровод перед 2-ой ступенью сепарации сероводородосодержащего потока. The hot bottom water discharged from the deep dehydration stage with the chelating agent X introduced into it, stream IV is fed into the oil pipeline before the second stage of separation of the hydrogen sulfide-containing stream.

Состав промежуточного слоя в резервуаре 4 без добавки и с добавкой хелатообразующего агента по предлагаемому способу и способу прототипу, а также получаемое при этом качество нефти приводится в таблице. The composition of the intermediate layer in the tank 4 without additives and with the addition of a chelating agent according to the proposed method and method of the prototype, as well as the resulting oil quality are given in the table.

Из таблицы видно, что без добавки хелатообразующего агента в промежуточном слое резервуара 4 между водой и нефтью накапливаются высокосконцентрированные эмульсии с большим содержанием воды 65-74% мехпримесей 2650-2750 мг/л, железа 460-2836 мг/л. The table shows that without the addition of a chelating agent in the intermediate layer of the reservoir 4 between water and oil highly concentrated emulsions with a high water content of 65-74% solids 2650-2750 mg / l, iron 460-2836 mg / l are accumulated.

По предлагаемому способу в промежуточном слое располагается менее концентрированная эмульсия с содержанием воды в эмульсии 20-38% мехпримесей 620-1000 мг/л и железа 29-120 мг/л. According to the proposed method, in the intermediate layer there is a less concentrated emulsion with a water content in the emulsion of 20-38% solids 620-1000 mg / l and iron 29-120 mg / l.

В то же время, как по способу прототипу в промежуточном слое накапливается концентрированная эмульсия с содержанием воды в эмульсии 31-52% мехпримесей 1300-2800 мг/л, железа 540-900 мг/л. At the same time, according to the prototype method, a concentrated emulsion is accumulated in the intermediate layer with a water content in the emulsion of 31-52% of solids 1300-2800 mg / l, iron 540-900 mg / l.

Расход хелатообразующего агента по предлагаемому способу в 4 раза ниже и составляет 50 г/м³ воды, в то время как по способу прототипу 200 г/м³ воды.The consumption of the chelating agent according to the proposed method is 4 times lower and is 50 g / m ^{3 of} water, while according to the prototype method, 200 g / m ^{3 of} water.

Качество нефти, получаемое с установок подготовки нефти по предлагаемому способу, также выше, чем по способу прототипу. По способу прототипу в нефти остается до 1% воды и до 300 мг/л хлористых солей, в то время, как по предлагаемому способу в нефти остается до 1% воды и до 100 мг/л хлористых солей, при одних и тех же условиях подготовки нефти. The quality of oil obtained from oil treatment plants by the proposed method is also higher than by the prototype method. According to the prototype method, up to 1% of water and up to 300 mg / l of chloride salts remain in oil, while according to the proposed method, up to 1% of water and up to 100 mg / l of chloride salts remain in oil, under the same preparation conditions oil.

Из примеров, приведенных в таблице видно, что настоящий способ позволяет получить менее концентрированные эмульсии в промежуточном слое резервуара с меньшим количеством мехпримесей и железа в промежуточном слое и, как следствие, нефть более высокого качества, чем по способу прототипу. From the examples shown in the table it can be seen that the present method allows to obtain less concentrated emulsions in the intermediate layer of the tank with less mechanical impurities and iron in the intermediate layer and, as a result, higher quality oil than by the prototype method.

Claims

The method of joint preparation of multi-grade oils by preliminary water discharge from each stream of iron and hydrogen sulfide-containing oils, introduction of a demulsifier and a chelating agent into them, subsequent mixing of different oils and pumping them through an emulsion heating furnace with further passing the mixture through a deep dehydration and desalination stage, characterized in that the chelating agent is fed into hot water discharged from the stage of deep dehydration and desalination, which together with hot water directs They are used to heat the emulsion before the second stage of separation of the hydrogen sulfide-containing stream.