СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ЗАЩИТА ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ

Изобретение относится к области подготовки газового конденсата с одновременной защитой промыслового оборудования от коррозии на объектах газоконденсатных месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек, сопровождающих газоконденсатное месторождение.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий на основе полипропиленгликолевых эфиров полиэтиленгликоля или его производных с молекулярным весом 2500-10000 [1]. Однако данный состав неэффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек, и недостаточно защищает нефтепромысловое оборудование от коррозии.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, включающий 32,5-58,5% масс. неионогенного деэмульгатора ″Дипроксамин 157″ на основе оксиэтилированного и оксипропилированного этилендиамина или ″Реапон - 4В″ на основе оксиэтилированного и оксипропилированного пропиленгликоля или этиленгликоля и оксиэтилированного и оксипропилированного спирта; 0,5-2,5% масс. N-алкил-2-метил-5-этилпиридинийбромида; 1,4-1,7% масс. олеиновой кислоты; 1,7-8,7% масс. оксиэтилированного алкилфенола на основе тримеров пропилена АФ 9-10 или АФ 9-12; 5,0-25,0% масс. ароматического растворителя и низшего алифатического спирта - остальное [2]. Данный состав недостаточно эффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек.

Наиболее близким по технической сущности (прототип) является состав для разрушения водонефтяной эмульсии, включающий 0,35-0,5% масс. диметилфосфита; 0,35-0,5% масс. аминов; 14,0-19,0% масс. оксиалкилированного ПАВ; 9,0-25,0% масс. фосфенокса Н-6; 15,0-20,0% дипроксамина 157-65М; растворитель - остальное [3]. Однако известный состав не обладает достаточным эффектом деэмульгирования при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек.

Задачей данного изобретения является создание деэмульгирующего состава, обладающего высокой эффективностью при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек, сопровождающих газоконденсатное месторождение, предотвращающего образование межфазных слоев в промысловом оборудовании и одновременно защищающего промысловое оборудование от коррозии.

Поставленная задача решается тем, что состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек, и одновременной защиты промыслового оборудования от коррозии, содержащий блоксополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина - Лапрол 5003-2-15, блоксополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М и растворитель - смесь метанола и пресной воды в соотношении 3:1, дополнительно содержит Морфолин, представляющий собой тетрогидро-1,4-оксазин, Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола и ПАВ НД 80, представляющий собой водно-спиртовой раствор алкилфосфосфатов при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Для получения предлагаемого состава и прототипа в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

1. Блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина - простой полиэфир - Лапрол 5003-2-15, выпускается по ТУ 2226-017-10488057-94.

2. Блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М, выпускается по ТУ 2483-194-00203335-2010.

3. Тетрогидро-1,4-оксазин - Морфолин, выпускается по ТУ 2631-117-44493179-08.

4. Смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме солей с триэтаноламином - Нефтенол ВВД, выпускается по ТУ 2483-015-17197708-97.

5. Водно-спиртовой раствор алкилфосфосфатов - ПАВ НД 80, выпускается по ТУ 2483-138-54651030-2013.

6. Фосфенокс Н6 выпускается по ТУ 2484-537-05763441-2011.

7. Оксиэтилированный алкилфенол (Неонол АФ 9-6) выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98.

8. Диметилфосфит выпускается по ТУ 2435-430-05763441-2004.

9. Триэтаноламин выпускается по ТУ 2423-061-05807977-2002.

10. Метанол технический, выпускается по ГОСТ 2222-95.

11. Пресная вода.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволит получить новый технический результат, а именно получить эффективный состав комплексного действия для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек, и предотвращения образования межфазных слоев с одновременной защитой промыслового оборудования от коррозии.

Предлагаемые составы в лабораторных условиях готовили следующим образом.

Пример 1

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 20°С загружают 350 г (70% масс.) Дипроксамина 157-65М; 25 г (5% масс.) Лапрола 5003-2-15; 0,5 г (0,1% масс.) Морфолина; 5 г (1% масс.) Нефтенола ВВД; 25 г (5% масс.) ПАВ НД 80; 94,5 г (18,9% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 2

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 20°С загружают 300 г (60% масс.) Дипроксамина 157-65М; 35 г (7% масс.) Лапрола 5003-2-15; 1,0 г (0,2% масс.) Морфолина; 15 г (3% масс.) Нефтенола ВВД; 15 г (3% масс.) ПАВ НД 80; 134 г (26,8% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 3

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 20°С загружают 250 г (50% масс.) Дипроксамина 157-65М; 50 г (7% масс.) Лапрола 5003-2-15; 1,5 г (0,3% масс.) Морфолина; 10 г (2% масс.) Нефтенола ВВД; 10 г (2% масс.) ПАВ НД 80; 178,5 г (35,7% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 4

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 20°С загружают 125 г (25% масс.) Дипроксамина 157-65М; 75 г (15% масс.) Лапрола 5003-2-15; 1,75 г (0,35% масс.) Морфолина; 25 г (5% масс.) Нефтенола ВВД; 5 г (1% масс.) ПАВ НД 80; 268,25 г (53,65% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 5 (по прототипу)

Прототип готовят последовательным смешением 0,5 г (0,5% масс.) Диметилфосфита с 19 г (19% масс.) Неонола АФ 9-6 в реакторе, снабженном мешалкой с числом оборотов 60 об/мин при 100°С в течение 30 минут. Полученную смесь охлаждают до 20°С и добавляют в нее 0,5 г (0,5% масс.) Триэтаноламина при перемешивании при 20°С в течение 10 минут, затем при перемешивании в смесь вводят 25 г (25% масс.) Фосфенокса Н-6 в течение 10 минут, далее добавляют 20 г (20% масс.) Дипроксамина 157-65М при перемешивании в течение 10 минут. Полученную смесь растворяют в 35 г (35% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 при перемешивании в течение 40 минут.

Полученные составы испытывались на деэмульгирующую активность на реальных водонефтяных эмульсиях, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефти Яблуневского месторождения - сырье УКПГ Машивка ГПУ ″Полтавагазвыдобування″ и газовый конденсат - сырье УКПГ Машивка ГПУ ″Полтавагазвыдобування″ в соотношении 20:80. Физико-химические характеристики нефти и газового конденсата приведены в таблице 2.

При существующей системе внутрипромыслового сбора на УКПГ Машивка ГПУ ″Полтавагазвыдобування″ приходит смешанная скважинная продукция в виде водонефтяной эмульсии, стабилизированной коагулированными асфальтенами.

Деэмульгирующая активность составов определялась по методу бутылочный тест (″Bottle Test″). Оценка деэмульгирующей активности реагентов проводилась по эффективности разрушения эмульсии по следующим показателям:

- динамика выделения воды из эмульсии (деэмульгирующая эффективность, %),

- качество выделяющейся воды (прозрачность, мутность, количество нефтепродуктов),

- качество раздела фаз нефть-вода (наличие межфазного слоя).

Водонефтяная эмульсия разливалась по 100 мл в градуированные пробирки объемом 150 мл. В пробы с помощью микродозатора дозировалось рассчитанное количество 10 % растворов исследуемых составов и прототипа. Пробирки закрывались, и пробы перемешивались в течение 1 минуты. Отстой проводился в водяном термостате при температуре 25°С. Затем измерялось количество свободно выделившейся воды, производилась визуальная оценка качества выделенной воды, и оценивалась поверхность раздела фаз (наличие межфазного слоя). Результаты испытания приведены в таблице 3.

Степень защиты от коррозии оценивалась гравиметрическим методом по ГОСТ 9.506-87 на модели пластовой воды (плотность - 1,023 г/см³, минерализация - 32,843 г/дм³, рН - 6,1). Испытания проводились в течение 6 часов в герметично закрытых циркуляционных ячейках в условиях моделирования углекислотной коррозии, для чего минерализованная вода насыщалась углекислым газом. Результаты испытания приведены в таблице 3.

Для дополнительной оценки качества подготавливаемой воды и наличия межфазных слоев проводили исследования на пробах водонефтяных эмульсий объемом по 5 л. Степень очистки сточных вод оценивали по содержанию нефти в отстоянной воде по методике ОСТ 39-133-182 ″Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде″. Наличие межфазного слоя оценивалось визуально. Результаты представлены в таблице 4.

Из представленных в таблицах данных видно, что заявляемый состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении газового конденсата и нефтей нефтяных оторочек, является более эффективным, чем состав по прототипу, способным осуществлять глубокое обезвоживание на первом сбросе (через 15 мин отстоя), а также позволяет эффективно очистить сточные воды от нефтепродуктов, обеспечивая при этом практически полное отсутствие образования межфазного слоя с одновременной защитой промыслового оборудования от коррозии.

Источники информации

1. Левченко Д.Н., Николаева Н.М., Мизуч К.Г. и Гельфер Ц.М. Способ обезвоживания и обессоливания нефти. А.С. СССР N 171065 (C10G), опубликован 11.06.1965 г. - аналог.

2. Шермергорн И.М., Закиров И.Г., Пантелеева А.Р., Закирова Р.Ш. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. Патент РФ 2028367 (C10G 33/04), опубликован 09.02.1995 г. - аналог.

3. Зотова A.M., Мальцева И.И., Зотов С.Р., Зотова Н.Р. и др. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений. Патент РФ 2213123 (C10G 33/04), опубликован 27.09.2003 г. - прототип.