RU2119050C1

RU2119050C1 - Способ обработки нефти на нефтяной скважине

Info

Publication number: RU2119050C1
Application number: RU97118161A
Authority: RU
Inventors: Виталий Павлович Марданенко
Original assignee: Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко"
Priority date: 1997-11-11
Filing date: 1997-11-11
Publication date: 1998-09-20

Abstract

Использование: в горной промышленности, а именно в способах обработки нефти на нефтяной скважине. Способ включает отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван. Затем нефть нагревают и отстаивают в сепарационной емкости. Обезвоженную нефть подают в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию. Введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на тонну добываемой нефти. Нагрев осуществляют до температуры не менее +60^oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч. Деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1. Подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания и уменьшения затрат на обезвоживание. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам обработки нефти на нефтяной скважине перед транспортировкой с отделением от нее воды и газа.

Известен способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее с сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП) (см. авторское свидетельство СССР N 948393, B 01 D 17/05, опублик. 1982).

Недостатком известного способа является низкая глубина обезвоживания нефти и то, что из-за этого при дальнейшей транспортировке нефти с остаточной водой по трубопроводам в результате перемешивания воды с нефтью образуется тонкодисперсная устойчивая трудноразделимая эмульсия, на последующее разделение которой необходимо тратить дополнительные средства и время, причем более значительные. Кроме того, необходимо осуществлять дополнительный нагрев нефти на больший перепад температур, т.к. за время транспортировки, особенно в зимнее время, она охлаждается с +25^oC на выходе из скважины до +4^oC на конце транспортного трубопровода. Недостатком также является и неэффективность перекачки нефти из-за того, что нефть обладает меньшей плотностью, чем, например, вода.

Задачей патентуемого изобретения является повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания, уменьшение затрат на обезвоживание, исключение дальнейшего обезвоживания нефти и улучшение условий транспортировки за счет перекачивания насосом более плотной среды и проталкивания с ее помощью менее плотной нефти.

Указанная задач достигается тем, что в способе обработки нефти на нефтяной скважине, включающем отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), в отличие от способа по прототипу введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6-10 г на тонну добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60^oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5-2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1:3 до 3:1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости.

Указанная задача достигается также тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431.

А также тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно.

Проксанол ПМ представляет собой водорастворимый блок сополимера окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-6000, выпускаемый украинской фирмой "Барма".

Дисолван 3431 представляет собой маслорастворимую смесь жидких неионогенных ПАВ, выпускаемую немецкой фирмой "Хехст".

Пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел - это продукт ректификации сивушных масел.

На чертеже приведена технологическая схема установки для осуществления способа.

Установка состоит из сепарационной емкости 1, имеющей входной трубопровод 23, соединенный с трубопроводом 3 для подачи добываемой нефти из скважины, и выходные трубопроводы 4 и 5 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды соответственно в трубопровод 6 с перекачивающим насосом 7 для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП). На трубопроводах 2, 4, 5 и 6 установлены задвижки 8, 9, 10 и 11. В трубопроводе 3 имеется ввод 12 для подачи в добываемую нефть деэмульгатора.

Для сокращения времени на подготовку нефти к транспортировке установка может иметь вторую сепарационную емкость 13 с входным трубопроводом 14 с задвижкой 15 и с выходными трубопроводами 16 и 17 с задвижками 18 и 19 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды в трубопровод 6.

Сепарационные емкости 1 и 13 имеют выходы 20 и 21 для выпуска отсепарированных газов. На трубопроводе 3 после ввода 12 для деэмульгатора установлен нагреватель 22.

Патентуемый способ осуществляется следующим образом.

В выходящую из скважины добываемую нефть, поступающую по трубопроводу 34, на устье скважины, где температура нефти составляет 23 - 25^oC, периодически через ввод 12 вводят деэмульгатор, содержащий проксанол ПМ и дисолван 3431 в соотношении, например, 1:1. Периодичность введения деэмульгатора определяется временем заполнения добываемой нефтью сепарационной емкости 1 (его вводят только во время заполнения и не вводят во время отстаивания нефти). Деэмульгатор вводят в количестве, например, 8 г на тонну добываемой нефти. После этого нефть нагревают до температуры, равной не менее 60^oC, в нагревателе 22 и заполняют ею сепарационную емкость 1, где подогретая нефть с деэмульгатором отстаивается в течение 2 ч. В результате происходит расслоение добываемой нефти на обезвоженную нефть и воду, при этом происходит также выделение газов, которые отводятся через выход 20. При истечении времени отстоя производят послойный отбор нефти и воды. Сначала отбирают обезвоженную нефть и по трубопроводу 4 при открытых задвижках 9 и 11 ее перекачивают насосом 7 в трубопровод для транспортировки на ГПС, при этом задвижка 10 на трубопроводе 5 закрыта. После перекачивания всей обезвоженной нефти из сепарационной емкости 1 отбирают воду. Для этого закрывают задвижку 9 и открывают задвижку 10 на трубопроводе 5 и насосом 7 подают воду в трубопровод для транспортировки на ГПС вслед за порцией обезвоженной нефти. Такое порционное перекачивание способствует более эффективной транспортировке нефти по трубопроводу, т.к. она прокачивается более плотной средой - водой.

Использование деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, приводит к более глубокому водоотделению. Для более эффективного отделения воды от нефти в деэмульгатор вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел, введенных в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431.

Результаты сравнительных испытаний приведены в таблице. При испытаниях обрабатывали вязкую нефть плотностью 860-870 г/см³, содержание смол - 16%, парафина - до 4%. Обработка велась при температуре 60^oC.

Введение деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, позволяет увеличить глубину обезвоживания нефти до 1,9%, а введение деэмульгатора, содержащего дополнительно пропилбутиловые фракции сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431, увеличивает глубину обезвоживания до 1,5%.

Затраты на нагрев до 60^oC добываемой нефти на устье скважины с начальной температурой 25^oC значительно меньше, чем нагрев до этой температуры нефти на ГПС, где она после транспортировки ее по трубопроводу остывает до температуры 4^oC.

Для исключения простоя установка может иметь вторую сепарационную емкость 13, которая заполняется добываемой нефтью после заполнения ею первой сепарационной емкости 1. Пока в первой емкости 1 идет процесс разделения нефти, воды и газа, вторая емкость 13 заполняется, а когда во второй емкости 13 происходит разделение нефти, воды и газа, из первой емкости 1 производят послойный отбор обезвоженной нефти и воды. Благодаря такой организации процесса подготовки нефти, ее перекачка насосом 7 в трубопровод для транспортировки происходит практически без перерывов и остановок. Более полное отделение воды от нефти исключает образование устойчивых эмульсий в системах сбора и транспортировки нефти и в результате не требуется дорогостоящего оборудования и технологии для ее дальнейшего разрушения.

Claims

1. Способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), отличающийся тем, что введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на 1 т добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60^oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1 : 1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно.