Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТИ НА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТИ НА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ

СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТИ НА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: 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 +60oC 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.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2119050
Класс(ы) патента: E21B43/34, C10G33/04
Номер заявки: 97118161/03
Дата подачи заявки: 11.11.1997
Дата публикации: 20.09.1998
Заявитель(и): Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" (RU)
Автор(ы): Марданенко Виталий Павлович (UA)
Патентообладатель(и): Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" (RU)
Описание изобретения: 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 +25oC на выходе из скважины до +4oC 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 +60oC 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 - 25oC, 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 60oC, 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 60oC.
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 60oC добываемой нефти на устье скважины с начальной температурой 25oC значительно меньше, чем нагрев до этой температуры нефти на ГПС, где она после транспортировки ее по трубопроводу остывает до температуры 4oC.
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.
Формула изобретения: 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 +60oC 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.