СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, включающий 35-40% неионогенного деэмульгатора на основе оксиэтилированного и оксипропилированного пропиленгликоля или этиленгликоля и оксиэтилированного и оксипропилированного спирта; 30-40% деэмульгатора на основе оксиэтилированного и оксипропилированного этилендиамина; 10-15% маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества; 0,5-5,0% С₂-С₄ эфира этилен- или диэтиленгликоля и 10-16,5% ароматического растворителя на основе ароматических углеводородов C₈-C₉ - Нефрас А 120/200 [1]. Однако данный состав не эффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью, образует трудноразрушаемые межфазные слои, а также не позволяет достичь высокой степени очистки сточных вод, выделенных при разрушении таких эмульсий.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, содержащий блок-сополимер этилен- и пропиленоксидов на основе гликолей и растворитель, дополнительно содержащий продукт взаимодействия простого полиэфира с толуилендиизоцианатом [2]. Известный состав обладает достаточно высокой деэмульгирующей активностью, но не эффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью.

Наиболее близким по технической сущности (прототип) является состав для разрушения водонефтяной эмульсии, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина в растворителе [3]. Однако известный деэмульгатор не обладает достаточным эффектом деэмульгирования при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью.

Задачей данного изобретения является создание деэмульгирующего состава, обладающего высокой эффективностью при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью, и предотвращающего образование межфазных слоев.

Поставленная задача решается тем, что состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью, и очистки сточных вод, содержащий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина - Лапрол 6003-2Б-18, блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М и растворитель - смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3 или метанола и пресной воды в соотношении 3:1, дополнительно содержит Нефтенол КС, представляющий собой продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты, при следующем соотношении компонентов, % масс.:

Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена

на основе глицерина:

Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена

на основе этилендиамина:

Продукт конденсации оксиэтилированного

нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования

с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты:

Растворитель:

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

1. Блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина - простой полиэфир - Лапрол 6003-2Б-18, выпускается по ТУ 2226-020-10488057-94.

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

3. Продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты - Нефтенол КС, выпускается по ТУ 2221-036-17197708-97.

4. Сольвент нефтяной (нефрас А130/150), выпускается по ГОСТ 10214-78.

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

6. Пресная вода.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволит получить новый технический результат, а именно получить эффективный состав комплексного действия для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью, и предотвращения образования межфазных слоев.

Предлагаемые составы в лабораторных условиях готовили следующим образом.

Пример 1

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°С загружают 350 г (70% масс.) Дипроксамина 157-65М, 75 г (15% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 5 г (1% масс.) Нефтенола КС, 70 г (14% 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 30°С загружают 255 г (51% масс.) Дипроксамина 157-65М, 80 г (16% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 25 г (5% масс.) Нефтенола КС, 140 г (28% 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 30°С загружают 150 г (30% масс.) смеси нефраса с метанолом в соотношении 7:3, 25 г (5% масс.) Нефтенола КС, 200 г (40% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 125 г (25% масс.) Дипроксамина 157-65М и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 4

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°С загружают 155 г (31% масс.) смеси нефраса с метанолом в соотношении 7:3, 20 г (4% масс.) Нефтенола КС, 250 г (50% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 75 г (15% масс.) Дипроксамина 157-65М и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 5 (по прототипу)

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°С загружают 200 г (40% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 125 г (25% масс.) Дипроксамина 157-65М, 175 г (35% масс.) смеси нефраса с метанолом в соотношении 7:3 и перемешивают в течение 20 минут.

Полученные составы испытывались на деэмульгирующую активность на реальной водонефтяной эмульсии Ванкорского месторождения, стабилизированной тонкодисперсной механической примесью. Физико-химические характеристики эмульсии приведены в таблице 2.

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 9 минут. Отстой проводился в водяном термостате при температуре 40°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.

Для дополнительной оценки качества подготавливаемой воды и наличия межфазных слоев проводили исследования на пробах водонефтяных эмульсий объемом по 2 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 тонкодисперсной механической примесью, 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.

Источники информации

1. Лебедев Н.А., Юдина Т.В., Янов А.И., Парфиненко И.А. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти. Патент РФ 2019555 (C10G 33/04), опубликован 15.09.1994 г. - аналог.

2. Тудрий Г.А., Варнавская О.А., Юдина Т.В., Хватова Л.К. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. Патент РФ 98103496 (C10G 33/04), опубликован 27.04.1999 г. - аналог.

3. Зотова A.M., Николаев В.Ф., Мальцева И.И., Вишневский А.В. и др. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений. Патент РФ 2152425 (C10G 33/04), опубликован 10.07.2000 г. - прототип.