СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ И ИНГИБИРОВАНИЯ КОРРОЗИИ И АСФАЛЬТЕНО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Изобретение относится к получению деэмульгаторов для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных мехпримесями, и ингибирования от асфальтено-смолопарафиновых отложений и коррозии.

Известен способ получения деэмульгатора для обезвоживания и обессоливания нефти путем взаимодействия окисей этилена и пропилена с этилендиамином в присутствии щелочного катализатора при нагревании (а.с. СССР N 171065, МКИ C 10 G 33/04, 1965).

Деэмульгатор, полученный таким способом, проявляет хорошую деэмульгирующую эффективность, но не обладает свойствами ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений и защитными свойствами от коррозии.

Известен способ получения деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий, включающий конденсацию фенола и формальдегида, оксипропилирование продукта конденсации с последующим взаимодействием его с оксиэтилированным полипропиленгликолем (Патент СССР N 1209034, МКИ C 08 G 8/28, 1986).

Известный деэмульгатор не обладает свойствами комплексного действия.

Наиболее близкий по технической сущности и достигаемому эффекту известен деэмульгатор для разрушения водонефтяной эмульсии, обладающий свойствами ингибирования коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО), состоящий из раствора блоксополимера окисей этилена и пропилена, раствор оксиэтилированной фенолдиоксановой смолы и растворителя (Патент РФ N 2096438, C 09 К 3/50, 1997).

Однако известный деэмульгатор обладает селективным действием и не ингибирует АСПО.

Задачей настоящего изобретения является создание высокоэффективного реагента для нефтей с широким спектром свойств для разрушения стойких водонефтяных эмульсий, обладающего свойствами комплексного действия.

Поставленная задача решается составом для разрушения водонефтяной эмульсии и ингибирования коррозии и АСПО, содержащим блоксополимер окисей этилена и пропилена, неионогенное поверхностно-активное вещество и растворитель, причем в качестве неионогенного ПАВ он содержит продукт взаимодействия оксиэтилированной алкилфенолдиоксановой смолы с фталевым ангидридом, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
продукт взаимодействия, описанный выше - 10-50
блоксополимер окисей этилена и пропилена - 10-80
растворитель - остальное
В преимущественном варианте состав содержит оксиалкилированную полиэфирную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.%:
продукт взаимодействия, описанный выше - 10-50
блоксополимер окисей этилена и пропилена - 10-80
оксиалкилированная полиэфирная смола - 2-10
растворитель - остальное
Продукт взаимодействия оксиэтилированной алкилфенолдиоксановой смолы с фталевым ангидридом получают взаимодействием продукта конденсации алкилфенола с высококипящим побочным продуктом производства изопрена из изобутилена и формальдегида или 4,4-диметилдиоксана-1,3 с фталевым ангидридом (патент РФ N2043389, МКИ C 10 G 33/04, 1995).

В качестве блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе амина могут быть использованы, например, блоксополимер ОЭ и ОП на основе этилендиамина с мол. массой около 5000 - Дипроксамин-157 (ТУ 6-14-614-76) или - Дипроксамин -157-65М-65% метанольный раствор Дипроксамина-157 (ТУ 38-401-292-84) или с мол.массой около 7000 и Проксамин 385-50 (ТУ 6-14-19-675-86).

Блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1-40 и окиси пропилена 60-140 и молекулярной массой 4000-10000 у. е. получают известным способом (пат. США N 3699051, 1974; Н. Шенфельд. Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена. М.: Химия, 1982, 752 с.). Характеристики указанных блоксополимеров приведены в табл. 1, 2.

Блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе гликолей с молекулярной массой 4200- Лапрол 4202-Б-30, являющийся активной основой Реапона-4В (ТУ 6-55-54-91) или Лапрол 5002-2Б-30 (ТУ 39-0575670-ОП-159-93).

В качестве оксиэтилированных полиэфирных смол используют, например, L5001 М - неионогенная химическая основа, содержащая ПАВ, производства компании НАЛКО/ЭКСОН (L) или Дисолван 3264-неионогенную химическую основу, содержащую высококипящие фракции углеводородов производства фирмы Shell Chemicols (паспорт фирмы Шелл Кемиколз) (D).

В качестве растворителя могут быть использованы, например: ароматический - нефрас, толуол, этилбензол, ксилол, этилбензольная фракция (ЭБФ), бутилбензольная фракция (ББФ); спиртовый-метанол, этанол, изопропанол, бутанол; бутилцеллозольв.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и эффектом деэмульгирования водонефтяных эмульсий и защиты от асфальтено-смолопарафиновых отложений и коррозии, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "Новизна" и "Изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию "промышленная применимость" приводим описание конкретных примеров приготовления составов и испытания их на эффективность.

Составы готовят смешением компонентов в различной последовательности и с использованием растворителей частичной дозой или одновременно всей в зависимости от химической и физической природы компонентов состава.

Приводим описание приготовления состава.

Пример 1. К 10 г продукта взаимодействия (ПВ) добавляют 30 г блоксополимера ОЭ и ОП на основе глицерина, 1 г полиэфирной смолы и 59 г растворителя (9 г толуола и 50 г метанола), тщательно перемешивают до получения однородной массы.

Пример 2. К 10 г ПВ добавляют 20 г Дипроксамина - 157 и 2 г полиэфирной смолы, 35 г бутилбензольной фракции и 13 метанола. Смесь тщательно перемешивают.

Пример 3. К 40 г ПВ добавляют 10 г блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе глицерина, 40 г нефраса и 10 г изопропанола. Смесь тщательно перемешивают.

Пример 4. К 50 г ПВ добавляют 20 г Дипроксамина - 157, 10 г ксилола и 10 г метанола. Смесь тщательно перемешивают.

Пример 5. Осуществляют аналогично вышеописанным.

Полученные составы испытывают на эффективность на нефтях, физико-химические свойства которых приведены в таблице 6.

В водонефтяную эмульсию дозируют испытываемый деэмульгатор и встряхивают на лабораторном встряхивателе Вагнера в течение 30 минут при комнатной температуре. Затем термостатируют при 40^oC в течение 2 часов и измеряют количество свободно выделившейся воды. Вместе с выделившейся водой происходит глубокое обессоливание с уменьшением содержания солей от 1-5 г/л до 15-20 мг/л.

Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТом 14870-77 методом Дина-Старка.

Оценку эффективности образцов по предотвращению АСПО проводят по следующим показателям:
- по отмыву пленки нефти этим образцом;
- по величине дисперсии АСПО в среде образца;
- по отмыву АСПО.

Определение отмыва пленки нефти осуществляется в следующем порядке. В стеклянную пробирку до определенной метки наливают нефть, обработанную реагентом из расчета 0,005% на активную основу, и отстаивают 20 минут. Затем нефть выливают, а в пробирку до половины наливают пластовую воду, добавляют нефть до метки, пробирка закрывается пришлифованной пробкой. После чего одновременно с выключением секундомера пробирку переворачивают. Нефть и вода меняются объемами. Фиксируют площадь отмыва поверхности пробирки, занятой пластовой водой взамен нефти. Результат считается отличным, если отмыв 70% площади происходит за 30 секунд, хорошим - за 60 секунд и удовлетворительным - за 180 секунд.

Диспергирование АСПО и отмыв поверхности. Эти 2 методики совмещены в одной лабораторной процедуре и проводятся в конической колбе, в которую помещают 50 мл пластовой воды, дозируют испытуемый реагент. В эту же колбу помещают парафиноотложения весом 0,5 г. Содержимое колбы нагревают до расплавления парафина (60 - 90^oC), а затем охлаждают, перемешивая. После охлаждения до 20 - 25^oC замеряют величину частиц дисперсии парафина (δ) и площадь рабочей поверхности колбы, не покрытой (замазанной) парафиноотложениями (S).

Согласно методике результат считается отличным при величине дисперсии 0,1- 1,0 мм, хорошим при величине дисперсии 1,0-2,0 мм, удовлетворительным при величине дисперсии 2,0-5,0 мм, неудовлетворительным при величине дисперсии больше 5 мм.

При оценке отмыва АСПО с поверхности результат считается отличным, если доля отмыва от АСПО поверхности S, % составляет 90-100, хорошим - 80-90, удовлетворительным - 50-80 и плохо меньше 50.

Степень очистки сточных вод определяют по методике, описанной в ОСТ 39-133-812 "Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде" и оценивают по содержанию нефти в сточной воде. Результаты испытаний деэмульгирующей эффективности предлагаемого деэмульгатора и прототипа представлены в табл. 3, 4, 5.

Антикоррозионную активность оценивают гравиметрическим методом нестандартной модели пластовой воды (минерализация 206 г/л, плотность 1,12 г/см³, pH 4,0-4,4), содержание H₂S 100 мг/л. Испытания проводят при 50^oC в течение 6 часов в герметично закрытых циркуляционных ячейках.

Данные по деэмульгирующей и ингибирующей эффективности представлены в таблицах 3, 4, 5.

Из представленных в таблицах данных видно, что заявленный состав деэмульгаторов является эффективным для широкого спектра нефтей и способным осуществлять глубокое обезвоживание и обладает свойствами ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений и коррозии нефтепромыслового оборудования.