СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Известен состав для разрушения стойких водонефтяных эмульсий, включающий 20-60% продукта взаимодействия блок-сополимера оксидов этилена и пропилена с фосфор- или фосфор- и азотсодержащими соединениями, 20-60% оксиалкилированного продукта конденсации алкилфенола с формальдегидсодержащим компонентом, маслорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество - остальное [1]. Однако данный состав не эффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, включающий 9,85-44,00% оксиалкилированного этилендиамина - Дипроксамин-157, где число пропиленоксидных звеньев 4 m=60-61, а число этиленоксидных звеньев 4 n=27-28, и 11,00-55,15% оксиалкилированного алкилфенольного соединения, в качестве которого используют оксиэтилированную изононилфенолформальдегидную смолу формулы:

,

где R - изононил, m - целое число от 2 до 9, k - целое число от 2 до 4 при массовом соотношении составляющих смеси 1:0,25-5,6 соответственно, органический растворитель - остальное. Деэмульгирующая композиция обладает универсальными свойствами, т.к. обеспечивает не только деэмульгирование нефти при ее обезвоживании, но и обессоливание [2]. Однако известный состав недостаточно эффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, образует трудноразрушаемые межфазные слои и обладает избирательным действием.

Наиболее близким по технической сущности (прототип) является состав для разрушения водонефтяной эмульсии, включающий 17-19% блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, 33-37% блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина в растворителе, а в качестве растворителя содержит 30-35% метанола и воду (остальное) и дополнительно включает 5-6% деэмульгатора. В качестве деэмульгатора состав содержит следующую смесь компонентов, мас.%: диметилфосфит 0,35-0,5, амин или триэтаноламин 0,35-0,5, алкилфенол 14,0-19,0, фосфенокс-Н-6 9,0-25,0, дипроксамин-157 или дипроксамин 157-65М 15-30, растворитель - остальное [3]. Однако известный состав не обладает достаточным эффектом деэмульгирования при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов.

Задачей данного изобретения является создание деэмульгирующего состава, обладающего высокой эффективностью при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, и предотвращающего образование межфазных слоев, с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Поставленная задача решается тем, что состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, и одновременной защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии, 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, Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола, и ПАВ НД80, представляющий собой водно-спиртовой раствор алкилфосфосфатов при следующем соотношении компонентов, масс.%.:

Растворитель:

Для получения предлагаемого состава и прототипа 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. 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 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. Толуол выпускается по ГОСТ 14710-78.

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

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

13. Пресная вода.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволит получить новый технический результат, а именно - получить эффективный состав комплексного действия для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, и предотвращения образования межфазных слоев с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Предлагаемые составы в лабораторных условиях готовили следующим образом.

Пример 1

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 250 г (50% масс.) Дипроксамина 157-65М, 75 г (15% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 5 г (1% масс.) Нефтенола КС, 25 г (5% масс.) Нефтенола ВВД, 5 г (1% масс.) ПАВ НД 80, 140 г (28% 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°C загружают 250 г (50% масс.) Дипроксамина 157-65М, 80 г (16% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 5 г (1% масс.) Нефтенола КС, 5 г (1% масс.) Нефтенола ВВД, 25 г (5% масс.) ПАВ НД 80, 135 г (27% 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°C загружают 140 г (28% масс.) смеси нефраса с метанолом в соотношении 7:3, 15 г (3% масс.) Нефтенола КС, 200 г (40% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 125 г (25% масс.) Дипроксамина 157-65М, 10 г (2% масс.) Нефтенола ВВД, 10 г (2% масс.) ПАВ НД 80 и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 4

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 130 г (26% масс.) смеси Нефраса с метанолом в соотношении 7:3, 25 г (5% масс.) Нефтенола КС, 250 г (50% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 75 г (15% масс.) Дипроксамина 157-65М, 5 г (1% масс.) Нефтенола ВВД, 15 г (3% масс.) ПАВ НД 80 и перемешивают в течение 20 минут.

Пример 5 (по прототипу)

В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 85 г (17% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 170 г (34% масс.) Дипроксамина 157-65М, 30 г (6% масс.) деэмульгатора, 215 г (43% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.

Деэмульгатор к примеру 5 готовят последовательным смешением 0,5 г (0,5% масс.) Диметилфосфита с 19 г (19% масс.) Неонола АФ9 в реакторе, снабженном мешалкой, с числом оборотов 60 об/мин при 100°C в течение 30 минут. Полученную смесь охлаждают до 20°C и добавляют в нее 0,5 г (0,5% масс.) Триэтаноламина при перемешивании при 20°C 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 10 минут. Полученную смесь растворяют в 35 г (35% масс.) смеси растворителей (метанол:толуол:вода = 1:1:1) при перемешивании в течение 40 минут.

Полученные составы испытывались на деэмульгирующую активность на реальных водонефтяных эмульсиях, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей Ганино-Янгульского и Якушкинского месторождений Северной группы месторождений ОАО «Самаранефтегаз» в соотношении 40:60. Физико-химические характеристики нефтей Ганино-Янгульского и Якушкинского месторождений приведены в таблице 2.

При существующей системе внутрипромыслового сбора Северной группы месторождений ЦПНГ-1 ОАО «Самаранефтегаз» происходит смешение скважинной продукции, содержащей сероводород, и продукции, пластовые воды которой содержат ионы железа, что приводит к образованию сульфида железа. Резкое увеличение устойчивости таких эмульсий наблюдается при концентрации сульфида железа более 100 г/т нефти.

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 60 минут. Отстой проводился в водяном термостате при температуре 60°C. 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 - 1,41 г/см³, минерализация - 261 г/дм³, pH - 5,78), содержание H₂S - 200 мг/дм³. Испытания проводились в течение 6 часов в герметично закрытых циркуляционных ячейках. 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 сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, 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 нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Источники информации, принятые во внимание:

1. Лебедев Н.А., Юдина Т.В., Сафаров Р.Р., Варнавская О.А. и др. Состав для разрушения стойких водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено-смолопарафиновых отложений и коррозии. Патент РФ 2227154 (C10G 33/04), опубликован 20.04.2004 г. - аналог.

2. Гречухина А.А., Кабирова Л.А., Дияров И.Н., Александров Д.А. Композиция для обезвоживания и обессоливания нефти «Полинод-Д». Патент РФ 2139317 (C10G 33/04), опубликован 10.10.1999 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.