RU2093544C1 - Method for dehydration and desalting of oil - Google Patents
Method for dehydration and desalting of oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2093544C1 RU2093544C1 RU94032411A RU94032411A RU2093544C1 RU 2093544 C1 RU2093544 C1 RU 2093544C1 RU 94032411 A RU94032411 A RU 94032411A RU 94032411 A RU94032411 A RU 94032411A RU 2093544 C1 RU2093544 C1 RU 2093544C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- dehydration
- desalting
- emulsion
- product
- Prior art date
Links
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000011033 desalting Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 12
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 11
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical class CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920005676 ethylene-propylene block copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 3
- 125000003916 ethylene diamine group Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000010742 number 1 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к процессам обезвоживания и обессоливания нефти на промыслах. The invention relates to the oil industry, in particular to the processes of dehydration and desalination of oil in the fields.
Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти обработкой неионогенным деэмульгатором типа блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина (авт. св. N 447427, БИ N 39, 1974; Типовые процессы применения отечественных деэмульгаторов в технологии подготовки нефти. РД 39-031-90, Уфа, ВНИИСПТнефть, 1990, 191 с). A known method of dehydration and desalting of oil by treatment with a nonionic demulsifier such as block copolymer of ethylene and propylene oxides based on ethylene diamine (ed. St. N 447427, BI N 39, 1974; Typical processes for using domestic demulsifiers in oil preparation technology. RD 39-031-90, Ufa , VNIISPTneft, 1990, 191 c).
Недостатком способа является его невысокая эффективность, связанная с большими расходами дорогостоящего неионогенного деэмульгатора либо с недостаточно высокой степенью обезвоживания и обессоливания при значительном времени отстаивания нефти. The disadvantage of this method is its low efficiency, associated with high costs of expensive non-ionic demulsifier or with an insufficiently high degree of dehydration and desalination with a significant oil sedimentation time.
Целью изобретения является повышение эффективности обезвоживания и обессоливания нефти. The aim of the invention is to increase the efficiency of dehydration and desalination of oil.
Поставленная цель достигается обработкой нефтяной эмульсии достаточным для ее разрушения количеством деэмульгирующей композиции из блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина (например, продукт А
при 4 n 78, 4 m 74
либо продукт Б
при 4n 27-28, 4m 59-61) и активирующего реагента на основе водорастворимого амина и фосфорной кислоты (например, 2CO(NH2)2•H3PO4, известного под торговым названием ВФИКС-8 КЭ (ТУ 38.4.02115-90) продукт В, либо Азери (ТУ 38.4.0.2123-91) продукт Г). При этом блоксополимер и активирующий реагент подаются раздельно в коллектор с нефтяной эмульсией в указанной, последовательности по направлению потока на некотором расстоянии друг от друга в соотношении от 1 1 до 1 5.The goal is achieved by treating the oil emulsion with a sufficient amount of demulsifying composition from block copolymers of ethylene and propylene oxides based on ethylene diamine (for example, product A
at 4 n 78, 4 m 74
either product B
at 4n 27-28, 4m 59-61) and an activating reagent based on a water-soluble amine and phosphoric acid (for example, 2CO (NH 2 ) 2 • H 3 PO 4 , known under the trade name VFIX-8 KE (TU 38.4.02115- 90) product B, or Azeri (TU 38.4.0.2123-91) product D). In this case, the block copolymer and the activating reagent are supplied separately to the reservoir with an oil emulsion in the indicated sequence in the direction of flow at a certain distance from each other in a ratio of 1 1 to 1 5.
Раздельное размещение точек подачи на нефтяном коллекторе необходимо, чтобы предотвратить образование сплошного структурированного малоподвижного геля, который возникает если непосредственно смешать товарные формы исходных компонентов в одной емкости либо подать их по одному реагентопроводу при указанных соотношениях. При раздельном вводе в нефтяную среду сохраняется сильное взаимодействие между предварительно распределенными в нефти частицами сополимера и диспергируемыми в этой системе глобулами активирующего реагента. В результате образуется некоторый ассоциированный продукт их взаимодействия, хорошо распределенный по объему нефтяной эмульсии и имеющий молекулярно-массовое распределение, сдвинутое в более гидрофобную область, чем исходный блоксополимер. Все это обеспечивает повышенную скорость доставки полученного соединения к поверхности глобул пластовой воды, адсорбцию, понижение структурно-механического барьера и последующую коалесценцию глобул пластовой воды при разрушении эмульсии, а следовательно, повышенную эффективность процесса обезвоживания и обессоливания нефти. Такое действие на практике сводится к снижению расхода дорогостоящего блоксополимера окисей алкиленов при сохранении качества подготовки нефти. Separate placement of supply points on the oil reservoir is necessary to prevent the formation of a continuous structured inactive gel, which occurs if directly mix the commodity forms of the starting components in one tank or apply them one reagent pipe at the indicated ratios. When separately introduced into the oil medium, a strong interaction is maintained between the copolymer particles previously distributed in the oil and globules of the activating reagent dispersed in this system. As a result, a certain associated product of their interaction is formed, well distributed over the volume of the oil emulsion and having a molecular weight distribution shifted to a more hydrophobic region than the original block copolymer. All this provides an increased rate of delivery of the obtained compound to the surface of formation water globules, adsorption, lowering the structural-mechanical barrier and subsequent coalescence of formation water globules during the destruction of the emulsion, and therefore, increased efficiency of the process of dehydration and desalting of oil. In practice, such an action reduces the consumption of an expensive block copolymer of alkylene oxides while maintaining the quality of the oil preparation.
Использование предлагаемого способа иллюстрируется следующими примерами. The use of the proposed method is illustrated by the following examples.
Пример 1. Обезвоживалась тяжелая 52% эмульсия угленосной нефти Чекмагушевского месторождения. Для этого проба эмульсии помещалась в механическую мешалку, термостатировалась при 50oC и при перемешивании в 300 об/мин, туда же вводились сначала блоксополимер (продукты А или Б), потом активирующий реагент в виде четвертичной соли на основе мочевины и фосфорной кислоты (продукты В или Г) в соотношениях 1 1,25, 1 2,5 и 1:5. Смесь дополнительно перемешивалась в течение 3 мин. Далее в процессе отстаивания при 50oC определялись кинетика выделения воды из пробы эмульсии. Результаты обезвоживания сведены в табл. 1.Example 1. A heavy 52% emulsion of coal oil from the Chekmagushevskoye field was dehydrated. For this, the emulsion sample was placed in a mechanical mixer, thermostated at 50 o C and with stirring at 300 rpm, block copolymer (products A or B) was introduced there, then an activating reagent in the form of a quaternary salt based on urea and phosphoric acid (products C or D) in the
Пример 2. Производилось предварительное обезвоживание 74% эмульсия угленосной нефти Сергеевского месторождения. Проба эмульсии помещалась в механическую мешалку при 20oC и при перемешивании 1000 об/мин вводили сначала блоксополимер (продукт Б), потом активирующий реагент (продукт В) при соотношении 1 3,3 и дополнительно перемешивали в течение 5 минут. По окончании перемешивания определяли количество отделенной воды во времени. Результаты такого сброса воды приведены в табл. 2.Example 2. Preliminary dehydration of 74% emulsion of coal oil from the Sergeevsky field was carried out. A sample of the emulsion was placed in a mechanical stirrer at 20 ° C and, with stirring at 1000 rpm, first a block copolymer (product B) was introduced, then an activating reagent (product B) at a ratio of 1 to 3.3 and additionally mixed for 5 minutes. At the end of mixing, the amount of separated water in time was determined. The results of such a discharge of water are given in table. 2.
Пример 3. Производилось обезвоживание и обессоливание 30%-ной эмульсии смеси легких нефтей Южно-Ягунского месторождения. Проба нефтяной эмульсии помещалась в механическую мешалку, термостатировалась при 35oC и при перемешивании 720 об/мин вводили сначала блоксополимер (продукт Б), затем активирующий реагент (продукт Г) при соотношении от 1,1 до 1 3 и дополнительно перемешивали в течение 3 мин. По окончании перемешивания производилось отстаивание при 35oC в течение 1 ч. Отделившийся нефтяной слой при той же температуре (35oC) дополнительно промывали 5%-ной пресной водой при 720 об/мин в течение 3 мин. После часового отстаивания отделившуюся нефть анализировали на содержание в ней воды и хлористых солей. Результаты сведены в табл. 3.Example 3. The dehydration and desalting of a 30% emulsion of a mixture of light oils of the South Yagunskoye field was performed. A sample of the oil emulsion was placed in a mechanical mixer, thermostated at 35 ° C and, with stirring, 720 rpm, a block copolymer (product B) was introduced first, then an activating reagent (product D) at a ratio of 1.1 to 1 3 and additionally mixed for 3 min After stirring, settling was carried out at 35 ° C for 1 h. The separated oil layer at the same temperature (35 ° C) was additionally washed with 5% fresh water at 720 rpm for 3 minutes. After an hour of settling, the separated oil was analyzed for the content of water and chloride salts in it. The results are summarized in table. 3.
Пример 4. Проводилось обезвоживание 31%-ной эмульсии парафинистой нефти средней плотности Бузовьязовского месторождения. Проба нефтяной эмульсии термостатировалась при 50oC и при перемешивании в 720 об/мин, вводили сначала блоксополимер (продукт Б), затем активирующих реагент (продукт Г) при соотношении 1 2 и смесь дополнительно перемешивалась в течение 5 минут. После часового отстоя определяли содержание воды в отделившемся слое нефти. Результаты сведены в табл.4.Example 4. Conducted dehydration of a 31% emulsion of paraffin oil of medium density Buzovyazovsky field. A sample of the oil emulsion was thermostated at 50 ° C and with stirring at 720 rpm, first a block copolymer (product B) was introduced, then an activating reagent (product D) at a ratio of 1 to 2 and the mixture was further mixed for 5 minutes. After an hour of sludge, the water content in the separated oil layer was determined. The results are summarized in table 4.
Пример 5. Производилось обезвоживание и обессоливание 30%-ной эмульсии смеси легких нефтей Каменноложского месторождения. Проба нефтяной эмульсии термостатировалась при 30oC и при перемешивании в 720 об/мин вводили сначала блоксополимер (продукт Б), потом активирующий реагент (продукт В) дополнительно перемешивали 3 минуты и производили отстаивание при 30oC в течение 1 часа. Отделившийся нефтяной слой промывали при той же температуре 5% пресной воды при 720 об/мин, в течение 5 мин. После часового отстаивания отделявшуюся нефть анализировали на содержание в ней воды и хлористых солей. Результаты сведены в табл. 5.Example 5. The dehydration and desalting of a 30% emulsion of a mixture of light oils of the Kamennolzhskoye field was carried out. A sample of the oil emulsion was thermostated at 30 ° C and, with stirring at 720 rpm, a block copolymer (product B) was introduced first, then the activating reagent (product B) was further stirred for 3 minutes and sedimented at 30 ° C for 1 hour. The separated oil layer was washed at the same temperature with 5% fresh water at 720 rpm for 5 minutes. After an hour of settling, the separated oil was analyzed for the content of water and chloride salts in it. The results are summarized in table. 5.
Результаты, представленные в примерах 1-5, показывают, что настоящий способ по сравнению с известным позволяет повысить эффективность процессов обезвоживания и обессоливания нефти, так как приводит к повышению степени подготовки нефти, сокращению расхода дорогостоящего блоксополимера. Так как стоимость активирующего реагента на основе водорастворимого амина и фосфорной кислоты в 5-7 раза ниже стоимости оксиалкилированного производного этилендиамина, то с применением предлагаемого способа имеет место экономия средств на закупку реагентов. The results presented in examples 1-5 show that the present method in comparison with the known method allows to increase the efficiency of the processes of dehydration and desalination of oil, as it leads to an increase in the degree of oil preparation, reducing the consumption of expensive block copolymer. Since the cost of an activating reagent based on a water-soluble amine and phosphoric acid is 5-7 times lower than the cost of an oxyalkylated ethylenediamine derivative, using the proposed method, there is a saving in funds for the purchase of reagents.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94032411A RU2093544C1 (en) | 1994-09-06 | 1994-09-06 | Method for dehydration and desalting of oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94032411A RU2093544C1 (en) | 1994-09-06 | 1994-09-06 | Method for dehydration and desalting of oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94032411A RU94032411A (en) | 1996-07-20 |
| RU2093544C1 true RU2093544C1 (en) | 1997-10-20 |
Family
ID=20160243
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94032411A RU2093544C1 (en) | 1994-09-06 | 1994-09-06 | Method for dehydration and desalting of oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2093544C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140961C1 (en) * | 1999-01-25 | 1999-11-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of destructing water-in-oil emulsions, protection of oil field equipment from corrosion, and asphaltene- resin-paraffine deposits |
| RU2152422C1 (en) * | 1999-07-08 | 2000-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Method of preparing demulsifier for destroying water-oil emulsions |
| RU2174997C1 (en) * | 2000-12-26 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Block copolymer of ethylene and propylene oxide based on ethylene diamine as demulsifier of water-petroleum emulsion having protective effect against corrosion and demulsifier based thereon |
-
1994
- 1994-09-06 RU RU94032411A patent/RU2093544C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1616962, кл. C 10 G 33/04, 1984. Патент РФ N 1823974, кл. C 10 G 33/04, 1992. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140961C1 (en) * | 1999-01-25 | 1999-11-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of destructing water-in-oil emulsions, protection of oil field equipment from corrosion, and asphaltene- resin-paraffine deposits |
| RU2152422C1 (en) * | 1999-07-08 | 2000-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Method of preparing demulsifier for destroying water-oil emulsions |
| RU2174997C1 (en) * | 2000-12-26 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Block copolymer of ethylene and propylene oxide based on ethylene diamine as demulsifier of water-petroleum emulsion having protective effect against corrosion and demulsifier based thereon |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94032411A (en) | 1996-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4505839A (en) | Polyalkanolamines | |
| US3974116A (en) | Emulsion suspensions and process for adding same to system | |
| CA2378718C (en) | Process for flocculating suspensions | |
| US4343730A (en) | Water-in-oil emulsions of polymers of quaternary ammonium compounds of the acrylamido type | |
| US4466885A (en) | Method for removing solids and water from petroleum crudes | |
| US4404362A (en) | Block polymers of alkanolamines | |
| RU2093544C1 (en) | Method for dehydration and desalting of oil | |
| US4383933A (en) | Organo titanium complexes | |
| US4731481A (en) | Polyalkanolamines | |
| RU2046023C1 (en) | Method of flotation concentration of potassium ores | |
| US4459220A (en) | Block polymers of alkanolamines as demulsifiers for O/W emulsions | |
| US4840748A (en) | Polyalkanolamines | |
| RU2090589C1 (en) | Method for dehydration and desalting of petroleum | |
| RU2091435C1 (en) | Composition for dehydration and desalting of crude oil emulsion | |
| EP0385972A1 (en) | METHOD FOR IMPROVING THE USE OF POLYELECTROLYTE IN DRAINAGE SUSPENSIONS. | |
| US4303780A (en) | Ureylenes and uses thereof | |
| RU2154515C1 (en) | Method of treating oil-slimes | |
| US6855268B1 (en) | Composition useful for conditioning sludge derived from the treatment of an aqueous medium and uses thereof | |
| US4569785A (en) | Thioureylenes and uses thereof | |
| RU1819286C (en) | Method for treatment of oil emulsion stabilized with mechanical contaminants | |
| RU2120465C1 (en) | Method of combined treatment of iron- and sulfur-containing crude oils | |
| JP2745244B2 (en) | Method of separating oil-in-water emulsion | |
| SU717125A1 (en) | Demulsifying agent for dehydrating and desalinization of oil | |
| SU1399271A1 (en) | Method of treating petroleum-containing waste water | |
| SU1722525A1 (en) | Method of removing water and salt from oil |