Состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и солеотложений
Изобретение относится к средствам разрушения водонефтяных эмульсий и может быть использовано при обезвоживании нефти на промышленных установках подготовки нефти. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод включает диметилфосфит, азотсодержащее соединение, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), Фосфенокс Н-12, растворитель и алкилбензолсульфокислоту (АБСК) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Технический результат - создание эффективного деэмульгатора водонефтяной эмульсии комплексного действия для высоковязких нефтей. 3 табл.
Изобретение относится к средствам разрушения водонефтяной эмульсии при одновременной защите систем сбора, транспорта и подготовки нефти от коррозии и солеотложений и может быть использовано при обезвоживании нефти при трубной деэмульгации на объектах нефтесбора, промышленных установках подготовки нефти, на нефтеперерабатывающих заводах и процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, а также как ингибитор коррозии в углекислотной, сероводородсодержащих и смешанных средах и как ингибитор солеотложений в нефтепромысловом оборудовании.
Известен состав для обессоливания и обезвоживания нефти, ингибирования коррозии и асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий диметил - или диэтилфосфористую кислоту, неионогенный деэмульгатор, амин и растворитель (патент РФ № 2050402, С 10 G 33/03, 1995).
Недостатком его является недостаточная эффективность при использовании для высоковязких и высокосернистых нефтей.
Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, ингибирования коррозии нефтепромыслового оборудования и отложений, включающий диметилфосфит, амин или триэтаноламин, оксиэтилированный алкилфенол фосфенокс Н-6, дипроксамин 157 или дипроксамин 157-65М, растворитель (патент РФ № 2090590, МКЛ С 10 G 33/06, 1995).
Однако известный состав недостаточно эффективен при использовании его для высоковязких и высокосернистых нефтей.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), включающий диметилфосфит, амин, алкилфенол, фосфенокс Н-б, блоксополимер окисей этилена и пропилена, растворитель (патент РФ № 2213123, С 10 G 33/04, 2003).
Задачей данного изобретения является создание эффективного деэмульгатора комплексного действия для высоковязких нефтей.
Поставленная изобретением задача решается тем, что состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии, включающий диметилфосфит, азотсодержащее соединение, неионогенные поверхностно-активное вещество (НПАВ), Фосфенокс Н-12 и растворитель, дополнительно содержит алкилбензолсульфокислоту (АБСК) при следующем соотношении компонентов, масс.%:
| Диметилфосфит | 0,01-2,0 |
| Азотсодержащее соединение | 0,2-2,0 |
| НПАВ | 25,0-70,0 |
| Фосфенокс Н-12 | 1,0-15,0 |
| АБСК | 0,1-15,0 |
| Растворитель | Остальное |
В качестве НПАВ состав содержит, например:
- блок-сополимеры окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин-157, представляет собой блоксополимер этилен и пропиленоксидов на основе этилендиамина с молекулярной массой около 5000, который является активной основой товарной формы Дипроксамина 157-65М, который используют согласно ТУ-14-61476;
- блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина - простой полиэфир, получают алкоголятной полимеризацией окиси пропилена и глицерина с последующей блок-сополимеризацией с окисью этилена, получают известным способом 9 см. патент США №3699051, МКИ В 01 В 17/04, 1972 г, Н. Шенфельд Поверхностно-активные вещества на основе окиси этилена. М.: Химия, 1982 г., с.752), например: Лапрол 6003-2В-18 (ТУ 2226-020-10488057-94); Лапрол 5003-2-15 (ТУ 6-55-62-93).
- блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе гликоля - Реапон -4В получают согласно ТУ 66-55-54-91, полиэфир простой 4202-2Б-30 марки Щ (ТУ 2226-039-05766801-2000).
В качестве ОПАВ состав содержит, например, оксиэтилированные алкилфенолы: Неонолы АФ9-6, АФ9-12, АФ9-8, АФ9-4, АФ9-10 согласно ТУ 38-507-63171-91.
Алкилбензолсульфокислоту берут по ТУ 2481-036-04689375-95.
В качестве аминов состав содержит например, триэтаноламин (ТЭА) или моноэтаноламин (МЭА) или диэтаноламин (ДЭА) согласно ТУ-б-02-916-79, полиэтиленполиамин (ПЭПА) согласно ТУ 2413-214-00203312-2002.
Фосфенокс Н-12 получают традиционным методом взаимодействия хлорокиси фосфора с неонолом АФ9-12 ("Химия фосфорорганических соединений" Э.Е.Нифантьев, МГУ, 1971, с.148) и используют согласно ТУ 6-40-5763445-23-90.
В качестве растворителя могут быть использованы, например, метанол технический, и/или толуол, и/или ксилол (орто, пара, мета), и/или нефрас 120/200, и/или вода.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволит получить новый технический результат, а именно - получить эффективный состав комплексного действия.
Для доказательства соответствия заявленного объекта соответствию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления составов 1-15 (см. табл. 1).
Составы готовят последовательным смешением диметилфосфита с неонолом АФ9-12 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 триэтаноламин при перемешивании при 20°С в течение 10 минут, затем при перемешивании в смеси вводим фосфенокс Н-12 в течение 10 минут, далее добавляют дипроксамин 157-65 М, затем алкилбензолсульфокислоту при перемешивании 10 минут. Полученную смесь растворяют в растворителе, включающем метанол, и/или толуол, и/или п, м, о- ксилол, и/или воду, при перемешивании в течение 40 минут.
Составы №1-15 готовят аналогично вышеописанному, изменяя исходные компоненты и их количество согласно таблице 1.
Используя нефть Харьягинского месторождения, состав которой представлен в таблице 2, полученные составы испытывают на деэмульгирующую активность согласно «Методике определения деэмульгирующей способности реагентов», разработанной БашНИПИнефть.
| Таблица 2 | |||||
| Состав нефти Харьягинского месторождения | |||||
| Удельный вес, г/см3 | Мех. примеси, % вес. | Сера, % вес. | Асфальтены, % вес. | Смолы, % вес. | Парафины, % вес. |
| 0,862 | 0,0070 | 0,7 | 0,1 | 1,8 | 16,8 |
В водонефтяную эмульсию, охлажденную до 8°С, дозируют в неразбавленном виде испытываемый деэмульгатор, встряхивают и помещают в водяную баню. Отсчет отслоившейся в модельных отстойниках воды проводят через 15, 30, 45, 60 минут, причем температура водяной бани доводится постепенно до 45°С.
Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТом 14870-77 методом Дина-Старка и методом газовой хромотографии.
Степень очистки сточных вод определяют по методике, описанной в ОСТ 39-133-182 «Воды для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде» и оценивают по содержанию нефти в сточной воде.
Результаты деэмульгирующей активности полученных составов представлены в таблицах 1 и 3.
Испытания образцов в качестве ингибиторов сероводородной или углекислотной коррозии проводят по ОСТ 39-099-79 «Ингибиторы коррозии. Метод оценки эффективности защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах», в стандартном растворе с плотностью 1,12 г/см3. В качестве образцов используют пластины из Ст. 3. Время экспозиции образцов при оценке ингибирующего действия состава составляет 6 часов. Концентрация реагента составляет 15-50 мг/л. При сероводородной коррозии концентрация сероводорода составляет 10 мг/л, при углекислотной коррозии минерализированную воду насыщают углекислым газом. Результаты испытаний представлены в таблицах 1.2 и являются среднеарифметическим результатом из четырех измерений с оценкой стандартного отклонения, как предусмотрено OCT. Результаты представлены в таблице 3.
Предлагаемые составы испытывают на эффективность предотвращения отложений карбоната кальция и магния. Эффективность предотвращения солеотложений определяют методом, основанным на выявлении способности реагентов препятствовать выпадению карбоната кальция и магния в статических условиях с непосредственным количественным определением оставшихся в растворе ионов кальция путем комплексонометрического титрования. Исследования проведены на модели воды следующего состава: 2,4 г/л NaHCO3 (1 часть); 2,92 г/л CaCl2; 40,4 г/л NaCl; 4,26 г/л MgCl2·6H2O.
Из представленных в таблицах 1, 3 данных видно, что заявленный состав обладает высокими деэмульгирующим и ингибирующим коррозию эффектами при низких концентрациях (15-20 мл/г), а также обладает свойством самостоятельного перехода из нефтяной в водную фазу, что открывает возможность его использования для защиты частично обводненных протяженных напорных нефтепроводов, а также трубопроводов системы нефтесбора с изменяющейся структурой потока по технологии постоянного дозирования. Пороговые концентрации реагентов, при которых они эффективны как ингибиторы коррозии и деэмульгаторы, близки между собой. Это открывает перспективы осуществления защиты трубопроводов и деэмульсации нефти одним реагентом.
| Таблица 3 | |||||
| № | W воды, % при удельном расходе 20 г/т безводной нефти | W нефти в сточной воде, мг/л при удельном расходе 20 г/т | Защитный эффект | Эффективность предотвращения СаСО3, % | |
| Дозировка реагента (%/ мг/л)* | |||||
| Среда H2S | Среда CO2 | ||||
| 1 | 0,18 | 24 | 95/30 | 97/20 | 41 |
| 2 | 0,21 | 25 | 97/30 | 98/35 | 25 |
| 3 | 0,15 | 19 | 96/30 | 97/20 | 33 |
| 4 | 0,18 | 32 | 93/15 | 94/25 | 45 |
| 5 | 0,13 | 25 | 99/10 | 95/25 | 20 |
| 6 | 0,9 | 34 | 99/30 | 94/25 | 35 |
| 7 | 0,16 | 27 | 93/25 | 89/15 | 48 |
| 8 | 0,20 | 34 | 97/30 | 92/25 | 24 |
| 9 | 0,17 | 27 | 96/15 | 92/25 | 47 |
| 10 | 0,21 | 34 | 93/15 | 94/25 | 25 |
| 11 | 0,20 | 31 | 94/25 | 97/10 | 38 |
| 12 | 0,20 | 32 | 90/10 | 92/15 | 33 |
| 13 | 0,15 | 25 | 99/20 | 96/25 | 21 |
| 14 | 0,18 | 32 | 98/25 | 94/15 | 44 |
| 15 | 0,19 | 33 | 96/25 | 95/15 | 22 |
| 16 | 0,20 | 28 | 94/15 | 98/20 | 20 |
| 17 | 0,18 | 34 | 95/15 | 97/25 | 21 |
| 18 | 0,20 | 30 | 97/10 | 96/25 | 28 |
| 19 | 0,22 | 33 | 96/20 | 94/25 | 33 |
| 20** | 0,24 | 34 | 97/15 | 99/10 | - |
| ** - прототип * - обозначение (%/мг/л) означает величину защитного эффекта в% при определенной дозировке реагента в мг/л. |
Состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и солеотложений, включающий диметилфосфит, азотсодержащее соединение, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), Фосфенокс и растворитель, отличающийся тем, что в качестве азотсодержащего соединения состав содержит триэтаноламин, или моноэтаноламин, или диэтаноламин, или полиэтиленполиамин, в качестве НПАВ - блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина, или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе гликоля, или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена, или их смесь, содержит Фосфенокс Н-12 и дополнительно алкилбензолсульфокислоту (АБСК), при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Диметилфосфит | 0,01-2,0 |
| Азотсодержащее соединение, | |
| указанное выше | 0,2-2,0 |
| НПАВ, указанный выше | 25,0-70,0 |
| Фосфенокс Н-12 | 1,0-15,0 |
| АБСК | 0,1-15,0 |
| Растворитель | Остальное |
