Состав для обезвоживания, обессоливания и регулирования реологических свойств высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий



Владельцы патента RU 2383583:

Башкирцева Наталья Юрьевна (RU)
Лужецкий Андрей Вячеславович (RU)

Изобретение относится к составам, позволяющим регулировать реологические свойства нефтяных дисперсных систем, и может быть использовано при добыче, транспортировке и подготовке высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий. Изобретение касается состава, содержащего неионогенный деэмульгатор, добавку и растворитель, который в качестве неионогенного деэмульгатора содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 4300 или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 10000 или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 6000 или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 5000, а в качестве добавки - полиалкилбензольную смолу, мас.%:

Указанный блоксополимер окисей этилена и пропилена 25,0-40,0 Полиалкилбензольная смола 10,0-25,0 Растворитель Остальное

Техническим результатом является обезвоживание и регулирование реологических свойств высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий. 8 табл.

 

Изобретение относится к составам, позволяющим регулировать реологические свойства нефтяных дисперсных систем, и может быть использовано при добыче, транспортировке и подготовке высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий.

Известен неионогенный деэмульгатор, содержащий блок-сополимеры окисей этилена и пропилена на основе этиленгликоля и пропиленгликоля - Реапон-4В (см. ТУ 6-55-54-91).

Недостатком этого деэмульгатора является низкая деэмульгирующая эффективность при разрушении эмульсий высоковязких нефтей. Реапон-4В незначительно улучшает реологические свойства нефтяной эмульсии.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, содержащий неионогенный деэмульгатор - блок-сополимер окисей этилена и пропилена - Реапон-4В и кубовый остаток производства бутиловых эфиров моноэтиленгликоля и диэтиленгликоля и растворитель-метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: неионогенный блок-сополимер окисей этилена и пропилена 15,0-50,0; кубовый остаток 5,0-40,0; растворитель (метанол) - остальное (см. патент РФ №2197513, С10G 33/04, С08G 63/66, 27.01.2003 г.).

Также известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, содержащий неионогенный деэмульгатор - блок-сополимер окисиэтилированного и оксипропилированного пропилен- или этиленгликоля 10-25% (или деэмульгатор на основе полигликоля Dowfax 70 N14); блок-сополимер оксида этилена и оксида этилена 1-30 и оксида пропилена 50-80 и с молекулярной массой 3000-6000 10-25%; оксиалкилированная полиэфирная смола с мол. массой 4000-6000 5-15%; сшитые блок-сополимеры оксидов алкиленов 5-15%; в качестве растворителя состав включает смесь сольвента нефтяного тяжелого марки Нефрас А-120/200 с сольвентом нефтяным сверхтяжелым марки Нефрас А-150/330 10-50%; и водорастворимый растворитель, например метанол, или изопропанол, или бутилцеллозольв 10-50% (см. патент РФ №2305124, С10G 33/04, С08G 18/48, 2006 г.).

Также известен состав для обезвоживания и обессоливания нефтяной эмульсии, содержащий 50-55% водно-метанольный раствор неионогенного блок-сополимера окиси этилена и пропилена - 70-82 мас.%, отход производства этиленгликолей - 17-7,0 мас.% и воду - остальное (см. патент РФ №2091435, С10G 33/04, 27.09.1997 г.).

Недостатком этих композиционных сочетаний реагентов является то, что в этих смесях используются нестабильные по составу и молекулярно-массовому распределению отход производства бутиловых эфиров моноэтиленгликоля и диэтиленгликоля, оксиалкилированная полиэфирная смола и отход производства этиленгликолей. Из-за этого существенно ухудшаются как поверхностно-активные, так и реологические параметры приведенных составов.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав для обезвоживания, обессоливания и улучшения реологических свойств нефти, содержащий неионогенный деэмульгатор - блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля со средней молекулярной массой 4300 - 15,0-55,0 мас.%, отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля - 5,0-75,0 мас.% и растворитель (метанол) - остальное (см. патент РФ №2259386, С10G 33/04, 27.08.2005 г.).

Недостатком известного состава является низкая деэмульгирующая эффективность при обработке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности состава для обезвоживания и обессоливания нефти, расширение ассортимента композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ) - реагентов для обезвоживания и обессоливания, а также регулирования вязкости водонефтяных эмульсий и высоковязких нефтей.

Поставленная задача решается разработкой состава для обезвоживания, обессоливания и регулирования реологических свойств высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, содержащего неионогенный деэмульгатор, добавку и растворитель, в котором в качестве неионогенного деэмульгатора он содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 4300, или блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 10000, или блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 6000 или блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 5000, а в качестве добавки - полиалкилбензольную смолу, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный блок-сополимер окисей этилена и пропилена 25,0-40,0
Полиалкилбензольная смола 10,0-25,0
Растворитель Остальное

Блок-сополимер окиси этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 4300 (ПАВ 1) используют по ТУ 6-55-54-91; блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 10000 (ПАВ 2) используют по ТУ 2226-002-34751835-97; блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 6000 (ПАВ 3) используют по ТУ 2226-020-10488057-94; блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 5000 (ПАВ 4) используют по ТУ 226-023-10488057-95.

Полиалкилбензольная смола (ПАБС) - побочный продукт производства изопропилбензолов состоит из смеси ди-, три-, тетраизопропилбензолов и других более высокомолекулярных полиалкилбензолов. Выпускается в соответствии с ТУ 38.10296-83. ПАБС по составу близок к составу природных стабилизаторов и поэтому обладает сольватирующим действием. Его использование в нефтяной среде изменяет их сольватные, структурно-механические и адсорбционные свойства. Физико-механические свойства ПАБС приведены в таблице 1.

В качестве растворителя для приготовления состава используют, например:

- органический растворитель (ОР) фракции 150/200 марок «А», «Б» по ТУ 2411-029-00151688-2002, физико-химические характеристики приведены в таблице 2;

- метанол по ГОСТ 2222-95;

- изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84;

- толуол по ГОСТ 5789-78;

- этилбензольную фракцию (ЭБФ) по ТУ 6-01-10-37-75;

- бутилбензольную фракцию (ББФ) по ТУ 38-10297-78;

- ксилольную фракцию (КФ) по ГОСТ 9410-78;

- нефрас по ГОСТ 26377-84;

- моноэтиловый эфир диэтиленгликоля (МЭД) по ТУ 6-01-575783-6-89;

- моноэтиловый эфир этиленгликоля (МЭЭ) по ТУ 6-01-646-84.

Предлагаемый состав для обезвоживания, обессоливания и регулирования реологических свойств высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий готовят путем последовательного смешения используемых в предлагаемых количествах компонентов. Полученный состав представляет собой жидкость темного цвета.

Примеры приготовления предлагаемых составов.

Пример 1

В конической колбе объемом 150 мл смешивают 40 г ПАВ1, 10 г ПАБС и 50 г органического растворителя марки «А». Для более эффективного перемешивания поддерживают температуру 30-35°С, время перемешивания 10 мин (см. таблицу 3, пример 1).

Аналогичным образом готовят и другие составы при различных соотношениях (см. таблицу 3, примеры 2-48).

Определяют физико-химические характеристики предлагаемых составов, плотность по ГОСТ 3900-85, вязкость по ГОСТ 33-2000, температуру застывания по ГОСТ 20297-91.

Полученные составы хранят в местах, защищенных от прямых солнечных лучей, атмосферных осадков, загрязнений, механических повреждений при температуре не выше 40°С.

Определение деэмульгирующей эффективности предлагаемого состава проводят на естественных эмульсиях нефтей Бахметьевского месторождения (ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть») с обводненностью 26 и 15 мас.%, а также на пробах ООО «Лукойл-Коми» с обводненностью 39 мас.%.

Деэмульгирующую способность заявляемого состава проводят следующим способом.

К 100 мл естественной нефтяной эмульсии ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть», содержащей 26% эмульгированной воды, добавляют предлагаемый состав №1 из таблицы 3. Предлагаемый состав вводят в нефтяную эмульсию в товарной форме с помощью микропипетки Socorex 841 высокой точности в количестве 5 мкл.

Эмульсию с предлагаемым составом перемешивают с помощью устройства ПЭ-6410 в течение 10 мин с интенсивностью 70 кол./мин. По окончании перемешивания эмульсию ставят на отстаивание при 40°С на 2 часа. По окончании отстаивания свободно отделившуюся воду удаляют, а в оставшейся нефти определяют содержание остаточной воды методом Дина и Старка (ГОСТ 2477-65). При расходе заявляемого состава 80 г/т содержание остаточной воды в нефти составляет 0,3% (см. таблицу 4, строка 1). Аналогичным образом проводят деэмульгирование на той же эмульсии с обводненностью 15% и на естественной нефтяной эмульсии ООО «Лукойл-Коми» с обводненностью 39% при температуре 50°С. Дозировку заявляемого состава проводят выборочно, и она составляет 85 и 180 г/т, соответственно (см. таблицу 5-6).

Для оценки влияния составов на реологические свойсва нефтяных эмульсий применяют метод ротационной вискозиметрии. Эффективность составов оценивали по значению эффективной вязкости естественных эмульсиях ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть» и НГДУ «ТатРИТЭКнефть» в зависимости от приложенных сдвигающих напряжений. Обводненность эмульсий 26 и 21 мас.% соответственно.

В пробу нефтяной эмульсии ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть» объемом 50 мл вводят с помощью микропипетки 2,5 мкл состава №1 из таблицы 3, в товарной форме. Нефтяную эмульсию и предлагаемый состав интенсивно перемешивают в течение нескольких минут. Затем пробы помещают в ячейку ротационного вискозиметра типа «VISCO STAR», термостатируют и определяют их реологические характеристики. Проводят исследования реологических свойств чистой эмульсии и эмульсии в присутствии предлагаемого состава (см. табл.7, пример 1-48).

Аналогично проводят измерение вязкости на естественной эмульсии НГДУ «ТатРИТЭКнефть» обводненностью 21%, и дозировка предлагаемого состава составляет 1524 г/т (см. таблицу 8).

Анализ полученных результатов показывает, что использование предлагаемого состава позволяет осуществлять эффективное обезвоживание и обессоливание нефти, а также улучшает реологические свойства нефтяной продукции.

Таблица 1
Физико-химические свойства полиалкилбензольной смолы (ПАБС)
Наименование показателя Значение
Внешний вид Вязкая жидкость темного цвета
Молекулярная масса, у.е. 250
Плотность, г/см3 0,983
Вязкость условная при 50°С, °ВУ 3,46
Температура застывания, °С минус 12
Температура вспышки в открытом тигле, °С 111,3
Содержание ароматических углеводородов, маc.%, в т.ч.: 66,5
диалкилзамещенных 12,5
полиалкилзамещенных 54,0
Высокомолекулярный остаток, маc.% 24,5
Фракционный состав:  
Начало кипения, °С 173
Выкипает, маc.%:  
до 300°С 20,65
до 370°С 75,35
до 440°С 87,00
остаток выше 440°С 13,00
Содержание серы, маc.% 0,04
Содержание воды, маc.% 0,17

Таблица 3
Физико-химические характеристики составов
№№ состава реагента Компоненты состава Соотношение компонентов Плотность, г/см3 при 20°С Кинематическая вязкость, мм2/с при 40°С Температура застывания, °С
Блок-сополимеры ПАБС Растворитель
1 ПАВ1 ПАБС ОР «А» 40:10:50 0,949 27,12 -35
2 ПАВ1 ПАБС ИПС 40:10:50 0,895 11,39 -41
3 ПАВ1 ПАБС метанол 40:10:50 0,935 9,91 -50
4 ПАВ1 ПАБС толуол 35:25:40 0,944 26,88 -50
5 ПАВ1 ПАБС ОР «Б» 35:25:40 0,897 12,98 -50
6 ПАВ1 ПАБС метанол 35:25:40 0,934 10,83 -50
7 ПАВ1 ПАБС ОР «А» 25:25:50 0,948 24,48 -50
8 ПАВ1 ПАБС МЭД 25:25:50 0,894 10,54 -50
9 ПАВ1 ПАБС метанол 25:25:50 0,955 8,45 -50
10 ПАВ1 ПАБС ОР «А» 25:10:65 0,892 11,43 -39
11 ПАВ1 ПАБС МЭЭ 25:10:65 0,874 10,83 -50
12 ПАВ1 ПАБС метанол 25:10:65 0,932 8,92 -50
13 ПАВ2 ПАБС ОР «А» 40:10:50 0,812 11,28 -50
14 ПАВ2 ПАБС ОР «Б» 40:10:50 0,904 12,65 -43
15 ПАВ2 ПАБС метанол 40:10:50 0,935 26,85 -37
16 ПАВ2 ПАБС ИПС 40:25:35 0,898 11,34 -50
17 ПАВ2 ПАБС толуол 40:25:35 0,950 25,67 -50
18 ПАВ2 ПАБС нефрас 40:25:35 0,892 11,65 -50
19 ПАВ2 ПАБС МЭД 30:25:45 0,956 10,42 -50
20 ПАВ2 ПАБС МЭЭ 30:25:45 0,901 10,53 -35
21 ПАВ2 ПАБС ЭБФ 30:25:45 0,939 26,42 -37
22 ПАВ2 ПАБС КФ 25:25:50 0,950 9,63 -50
23 ПАВ2 ПАБС метанол 25:25:50 0,950 9,63 -50
24 ПАВ2 ПАБС ББФ 25:25:50 0,945 25,24 -50
25 ПАВ3 ПАБС ОР «А» 40:10:50 0,943 10,12 -50
26 ПАВ3 ПАБС ОР «Б» 40:10:50 0,892 12,42 -41
27 ПАВ3 ПАБС метанол 40:10:50 0,917 26,77 -33
28 ПАВ3 ПАБС МЭД 25:10:65 0,894 10,98 -50
29 ПАВ3 ПАБС МЭЭ 25:10:65 0,874 11,54 -50
30 ПАВ3 ПАБС ЭБФ 25:10:65 0,898 26,54 -50
31 ПАВ3 ПАБС КФ 25:25:50 0,935 24,97 -50
32 ПАВ3 ПАБС МЭД 25:25:50 0,932 10,51 -50
33 ПАВ3 ПАБС метанол 25:25:50 0,982 8,92 -50
34 ПАВ3 ПАБС ИПС 40:25:35 0,932 25,95 -33
35 ПАВ3 ПАБС толуол 40:25:35 0,964 10,54 -50
36 ПАВ3 ПАБС нефрас 40:25:35 0,892 11,43 -39
37 ПАВ4 ПАБС ОР «А» 40:10:50 0,954 10,64 -50
38 ПАВ4 ПАБС ОР «Б» 40:10:50 0,899 10,36 -47
39 ПАВ4 ПАБС метанол 40:10:50 0,898 26,94 -34
40 ПАВ4 ПАБС ЭБФ 40:25:35 0,892 12,62 -50
41 ПАВ4 ПАБС КФ 40:25:35 0,945 9,78 -50
42 ПАВ4 ПАБС МЭД 40:25:35 0,941 11,63 -38
43 ПАВ4 ПАБС метанол 25:15:60 0,895 9,54 -50
44 ПАВ4 ПАБС ИПС 25:15:60 0,912 26,34 -50
45 ПАВ4 ПАБС толуол 25:15:60 0,892 10,15 -41
46 ПАВ4 ПАБС нефрас 25:15:60 0,950 25,38 -38
47 ПАВ4 ПАБС ОР «А» 25:25:50 0,942 25,13 -50
48 ПАВ4 ПАБС ОР «Б» 25:25:50 0,982 8,92 -50
Таблица 4
Деэмульгирующая эффективность составов при деэмульсации нефти ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть» (обводненность 26%) при дозировке заявляемого состава 80 г/т и температуре 40°С
№ состава реагента Степень обезвоживания (об.%) при времени (мин) Остаточное содержание воды, % об
5 10 20 30 60 90 120
1 57 89 93 95 96 98 99 0,3
2 51 81 94 97 97 99 99 0,3
3 49 80 89 93 95 97 97 0,8
4 56 65 75 81 89 97 98 0,7
5 47 87 96 97 98 99 99 0,3
6 51 59 69 87 93 97 98 0,7
7 67 75 82 97 98 99 99 0,3
8 65 81 87 89 97 99 99 0,3
9 49 55 69 97 98 99 99 0,3
10 47 82 86 88 95 99 98 0,7
11 55 80 88 93 95 97 98 0,7
12 47 61 80 82 88 99 99 0,3
13 65 90 95 96 97 99 99 0,3
14 47 82 95 96 97 99 99 0,3
15 69 92 96 98 99 99 99 0,3
16 65 83 95 98 97 98 99 0,3
17 47 55 69 82 95 97 98 0,7
18 56 61 69 88 98 99 99 0,3
19 55 69 87 94 97 98 99 0,3
20 59 69 82 87 89 97 98 0,7
21 47 55 69 89 97 99 99 0,7
22 49 69 80 84 95 97 98 0,7
23 55 65 80 87 98 99 99 0,3
24 61 67 88 95 97 97 98 0,7
25 67 88 93 94 95 97 98 0,7
26 55 84 95 97 98 99 99 0,3
27 65 90 95 96 97 99 99 0,3
28 51 57 61 87 97 98 99 0,3
29 56 61 82 95 98 97 97 0,8
30 49 73 80 87 95 99 99 0,3
31 45 87 93 95 97 97 98 0,7
32 65 75 87 89 98 99 99 0,3
33 67 81 84 95 97 99 99 0,3
34 59 67 80 84 87 99 99 0,3
35 45 63 87 93 97 99 99 0,3
36 47 82 86 88 95 99 98 0,7
37 61 86 93 95 95 97 98 0,7
38 56 87 93 97 97 98 99 0,3
39 49 56 82 89 95 97 98 0,3
40 61 80 88 95 98 99 99 0,3
41 56 67 86 93 97 99 99 0,3
42 65 86 93 98 98 99 99 0,3
43 49 55 69 87 93 97 97 0,8
44 55 69 84 87 89 99 99 0,3
45 65 80 88 95 97 99 99 0,3
46 51 61 87 93 97 99 99 0,3
47 55 61 80 89 93 99 99 0,3
48 47 56 75 81 89 97 97 0,8
прототип 45 76 88 90 92 95 96 1,4
Без реагента - - - - - - - 26
Таблица 5
Деэмульгирующая эффективность составов при деэмульсации нефти ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть» (обводненность 15%) при дозировке заявляемого состава 85 г/т и температуре 40°С
№ состава реагента Степень обезвоживания (об.%) за время (мин) Остаточное содержание воды, об.%
5 10 20 30 60 90 120
1 49 72 80 85 87 91 97 0,59
2 51 69 75 83 85 94 95 0,87
3 53 67 77 80 83 87 95 0,87
4 43 59 79 85 87 93 97 0,59
5 45 61 65 73 81 92 97 0,59
6 51 62 71 76 85 91 97 0,59
7 54 59 62 75 81 90 97 0,59
8 57 61 72 75 83 95 97 0,59
9 80 87 87 90 93 93 97 0,59
10 67 75 84 89 87 92 97 0,59
11 53 59 64 75 89 95 97 0,59
12 59 63 75 79 85 91 97 0,59
13 47 65 71 79 84 92 97 0,59
14 45 61 74 81 92 94 95 0,87
15 48 59 71 83 89 94 97 0,59
16 51 55 57 65 71 84 97 0,59
17 63 69 71 75 85 89 97 0,59
18 54 61 72 76 87 91 95 0,87
19 53 64 67 75 82 94 97 0,59
20 49 53 56 76 81 93 97 0,59
21 56 57 71 82 91 95 97 0,59
22 49 57 69 78 90 93 97 0,59
23 51 62 75 79 94 95 97 0,59
24 53 65 76 81 92 94 95 0,87
25 61 69 71 84 91 93 97 0,59
26 57 62 73 79 84 96 97 0,59
27 53 67 77 80 83 87 95 0,87
28 72 80 83 87 90 90 95 0,87
29 56 63 72 89 93 94 95 0,87
30 49 71 85 87 93 95 97 0,59
31 52 64 78 85 92 95 97 0,59
32 63 75 82 89 91 95 97 0,59
33 56 74 82 87 91 95 97 0,59
34 49 72 80 86 89 93 95 0,87
35 61 75 82 89 91 95 95 0,87
36 63 72 83 91 93 95 97 0,59
37 58 67 78 82 89 93 97 0,59
38 68 75 82 89 91 95 97 0,59
39 63 72 77 86 92 95 95 0,87
40 59 76 82 87 91 95 97 0,59
41 64 73 84 89 92 93 95 0,87
42 54 62 75 83 87 92 97 0,59
43 62 73 76 85 89 93 97 0,59
44 63 69 78 83 87 92 95 0,87
45 72 75 84 89 91 95 97 0,59
46 65 72 75 81 89 93 97 0,59
47 58 62 73 85 91 95 97 0,59
48 61 74 78 85 92 93 95 0,87
прототип 67 73 80 83 87 90 93 1,17
Таблица 6
Деэмульгирующая эффективность составов при деэмульсации нефти ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (обводненность 39%) при дозировке заявляемого состава 180 г/т и температуре 50°С
№ состава реагента Степень обезвоживания (об.%) за время (мин) Остаточное содержание воды, % об.
0 10 20 30 60 105 150
1 0 51 79 81 92 95 98 0,3
2 0 49 75 79 89 92 98 0,4
3 0 53 69 75 87 95 98 0,4
4 0 47 75 81 85 93 98 0,3
5 0 57 74 83 91 96 98 0,4
6 0 56 73 85 92 97 98 0,4
7 0 55 82 86 95 97 98 0,4
8 0 63 75 79 88 95 98 0,4
9 0 65 78 84 89 95 98 0,4
10 0 80 83 88 90 94 97 0,5
11 0 63 77 83 87 95 98 0,4
12 0 57 65 79 85 93 98 0,5
13 0 49 68 78 86 95 98 0,4
14 0 53 71 82 91 95 98 0,3
15 0 48 74 79 87 92 98 0,4
16 0 59 86 89 94 96 98 0,4
17 0 38 76 83 88 94 98 0,4
18 0 51 71 80 87 92 98 0,4
19 0 60 75 79 86 93 98 0,4
20 0 57 63 74 82 91 98 0,4
21 0 49 65 71 85 95 98 0,3
22 0 56 78 82 89 91 98 0,4
23 0 59 65 80 87 93 98 0,4
24 0 55 62 76 83 89 98 0,4
25 0 47 63 72 79 89 98 0,4
26 0 52 67 75 85 95 98 0,4
27 0 61 85 81 87 94 98 0,4
28 0 57 79 83 89 95 98 0,4
29 0 56 72 85 90 96 98 0,4
30 0 52 65 83 87 91 97 0,4
31 0 61 70 79 86 92 98 0,4
32 0 72 77 81 89 95 98 0,3
33 0 69 75 79 88 92 98 0,4
34 0 59 64 78 87 93 98 0,4
35 0 63 71 80 87 93 97 0,5
36 0 65 72 83 91 95 98 0,4
37 0 54 68 75 83 92 98 0,4
38 0 61 79 85 92 95 98 0,4
39 0 65 81 91 93 95 98 0,4
40 0 69 76 82 86 92 98 0,3
41 0 58 67 75 83 91 98 0,4
42 0 63 74 81 86 93 98 0,4
43 0 57 65 79 83 92 98 0,4
44 0 61 74 75 87 95 98 0,4
45 0 59 68 72 85 92 98 0,3
46 0 62 77 85 92 95 98 0,4
47 0 58 65 74 85 92 98 0,4
48 0 49 61 76 82 92 98 0,4
прототип 0 28 79 91 94 94 96 2,4
Без реагента 0 0 3 8 68 73 76 13,0
Таблица 7
Зависимость эффективной вязкости естественной эмульсии ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть» (обводненность 26%) от градиента скорости при введении заявляемого состава (расход реагентов 80 г/т)
№ состава реагента Динамическая вязкость (сПз) при скорости сдвига (1/с) и температуре (°С)
40°С
1,1 1,5 1,9 2,3 3,0 3,8 4,5 7,6 9,1 15,2 22,7 37,9 45,5
без реагента 26,9 36,8 50,2 50,5 53,0 51,8 54,0 54,2 53,8 52,6 51,2 49,9 48,8
1 25,3 23,2 24,7 25,4 25,9 24,0 25,0 27,8 27,8 27,8 28,0 28,2 28,1
2 31,5 30,8 29,4 29,1 30,6 30,1 31,3 31,7 30,4 30,1 31,7 32,1 32,3
3 43,7 42,5 43,3 48,3 48,0 47,7 48,4 49,3 49,4 48,5 47,8 46,8 45,8
4 46,2 45,8 44,9 45,2 46,2 45,2 44,3 42,9 42,1 43,8 41,1 42,3 42,8
5 35,9 34,8 33,7 35,7 33,2 34,1 33,8 33,1 32,6 31,8 32,6 31,7 32,3
6 47,3 43,7 43,0 49,3 48,2 48,5 49,7 51,3 52,2 51,1 49,6 48,5 47,7
7 30,2 31,2 32,8 32,4 33,5 32,5 31,8 32,5 33,4 32,1 32,5 33,8 32,6
8 28,4 27,9 27,1 26,3 27,4 28,1 29,2 31,5 32,4 34,4 33,1 34,2 35,1
9 26,8 32,2 36,2 43,0 42,5 41,6 44,2 45,1 44,4 43,6 43,1 42,6 41,5
10 30,6 26,0 31,2 30,3 34,7 31,9 36,1 38,2 38,5 37,7 37,5 37,5 37,5
11 35,2 36,7 35,1 35,8 35,9 34,8 34,1 33,8 34,9 35,1 34,2 33,7 34,8
12 39,6 40,4 43,9 44,5 43,3 38,6 45,0 45,3 44,6 43,7 43,0 42,3 41,1
13 30,7 30,1 29,7 30,9 31,8 29,5 30,2 30,5 29,4 30,4 31,3 31,7 32,6
14 30,2 30,1 29,4 28,7 29,6 30,8 31,2 31,7 30,6 31,5 31,0 31,4 30,9
15 44,8 45,3 44,2 44,8 45,7 43,2 42,5 43,7 43,6 44,4 43,7 45,1 44,9
16 32,1 34,6 42,6 38,5 39,2 39,9 40,4 43,2 42,8 42,1 41,4 40,9 40,0
17 45,1 43,1 40,1 40,6 44,6 41,1 39,9 41,4 41,8 41,7 41,5 41,2 40,4
18 27,4 28,1 27,3 27,4 29,2 30,4 30,7 31,6 31,4 32,0 34,8 35,6 34,7
19 40,2 42,2 41,9 42,6 43,0 43,2 42,7 41,6 42,7 43,2 43,6 45,2 45,1
20 31,5 32,4 33,9 33,8 34,6 33,1 32,7 33,8 35,5 34,2 34,8 35,7 36,1
21 36,5 34,2 35,7 35,2 36,1 35,4 33,9 34,8 35,7 36,8 37,1 37,9 37,2
22 46,5 46,1 45,7 45,2 44,8 44,6 44,2 44,7 44,1 45,2 45,6 46,3 46,2
23 28,6 27,4 32,4 40,8 41,2 40,7 42,4 44,5 43,2 41,5 42,2 41,2 40,9
24 33,5 32,4 32,1 32,8 33,6 34,3 35,1 35,8 35,7 35,2 36,4 36,2 36,1
25 29,2 29,6 29,1 27,4 30,4 31,8 30,1 29,7 29,4 30,6 31,2 30,8 31,5
26 32,7 31,8 31,2 33,6 32,9 31,8 32,5 31,4 32,8 31,3 32,1 33,0 33,2
27 45,3 44,2 45,7 43,2 45,1 45,2 46,1 46,2 46,9 46,8 46,2 46,7 46,5
28 29,5 27,6 28,6 27,3 28,4 29,5 30,7 32,4 31,6 33,7 34,6 35,8 35,7
29 33,4 34,1 33,9 33,4 32,8 32,1 33,4 32,6 31,8 32,4 31,5 31,0 30,4
30 43,8 42,9 41,6 41,2 42,8 40,8 41,2 39,5 38,8 39,5 39,8 39,1 39,0
31 32,6 33,4 32,9 32,1 33,6 34,2 34,7 33,4 34,2 35,3 34,9 35,4 36,2
32 45,1 45,2 44,1 44,3 45,2 45,7 45,9 46,7 45,5 44,3 45,7 45,6 46,4
33 27,6 28,3 29,1 38,7 39,5 41,4 42,1 41,6 42,5 43,3 42,1 41,9 40,8
34 33,4 33,1 34,3 34,9 35,0 34,2 34,8 33,4 33,8 34,8 34,7 34,5 34,6
35 28,6 27,3 28,6 39,3 39,8 41,2 42,4 43,5 43,2 43,1 42,3 42,5 41,8
36 37,2 37,5 36,1 35,9 36,4 37,2 36,9 38,2 39,0 37,8 38,6 39,4 41,2
37 27,9 25,6 24,8 23,1 25,4 26,8 26,9 25,7 26,3 27,8 26,4 27,2 28,5
38 29,8 27,4 27,3 28,2 29,4 28,6 28,1 29,3 28,8 29,3 28,4 29,5 29,9
39 42,5 43,1 43,9 42,3 42,9 43,5 42,6 41,8 42,4 42,9 43,5 42,7 43,9
40 35,1 34,2 33,9 34,8 33,2 34,5 31,8 32,4 33,4 32,5 31,2 30,8 31,4
41 46,3 45,7 45,2 46,0 45,3 45,5 45,2 45,6 43,8 45,9 46,6 46,3 46,0
42 33,0 32,8 33,5 33,2 32,9 33,5 34,6 35,7 36,2 36,8 37,4 36,5 37,1
43 38,4 37,2 36,9 38,4 39,2 39,2 41,7 42,5 41,7 42,6 43,2 42,8 43,5
44 46,2 45,2 46,5 43,4 47,2 46,8 45,2 45,4 43,8 42,6 43,5 42,4 42,7
45 32,1 33,8 33,6 35,1 34,8 35,2 35,8 36,1 35,2 36,8 35,4 36,2 36,5
46 35,4 35,1 34,9 35,6 35,1 36,2 34,5 35,7 35,3 34,8 35,0 36,6 36,2
47 33,9 33,4 35,4 34,8 34,2 33,2 34,5 35,2 36,4 37,1 36,5 35,4 35,8
48 29,5 28,6 27,8 26,3 28,7 32,7 33,5 33,7 35,4 34,9 35,9 36,2 35,7
прототип 47,3 46,8 47,5 45,3 45,1 45,2 47,4 46,9 47,9 48,8 46,9 47,1 47,3
Таблица 8
Зависимость эффективной вязкости естественной эмульсии НГДУ «ТатРИТЭКнефть (обводненность 21%) от градиента скорости при введении предлагаемых составов (расход реагентов 1524 г/т)
№ состава реагента Динамическая вязкость (сПз) при скорости сдвига (1/с) и температуре (°С)
5°С
14,7 17,6 29,4 35,3 58,8
1 1445 1456 1440 1420 1328
2 1389 1393 1276 1269 1256
3 1439 1421 1369 1345 1337
4 1435 1442 1428 1424 1428
5 1356 1372 1345 1324 1311
6 1428 1435 1395 1371 1289
7 1374 1385 1356 1348 1327
8 1385 1392 1375 1356 1342
9 1259 1319 1308 1304 1237
10 1375 1412 1389 1364 1334
11 1375 1389 1356 1342 1298
12 1412 1435 1420 1398 1365
13 1368 1382 1342 1324 1287
14 1356 1375 1314 1289 1254
15 1439 1442 1396 1352 1313
16 1314 1352 1287 1256 1232
17 1463 1514 1463 1438 1350
18 1375 1386 1332 1311 1295
19 1352 1363 1324 1297 1275
20 1432 1446 1423 1411 1385
21 1375 1389 1362 1341 1309
22 1395 1415 1356 1334 1324
23 1412 1435 1376 1345 1332
24 1325 1384 1298 1274 1252
25 1411 1435 1364 1342 1327
26 1354 1384 1342 1324 1297
27 1364 1396 1323 1304 1292
28 1384 1406 1362 1355 1324
29 1402 1423 1356 1321 1306
30 1396 1424 1312 1305 1274
31 1357 1364 1332 1301 1299
32 1374 1452 1384 1364 1342
33 1324 1356 1311 1274 1264
34 1421 1447 1414 1372 1342
35 1356 1378 1324 1303 1285
36 1425 1447 1417 1351 1328
37 1365 1378 1342 1323 1302
38 1347 1356 1324 1309 1277
39 1395 1425 1374 1365 1332
40 1352 1389 1324 1312 1295
41 1424 1438 1401 1365 1345
42 1396 1423 1385 1364 1352
43 1375 1385 1362 1344 1321
44 1325 1384 1311 1389 1365
45 1402 1436 1385 1362 1348
46 1389 1425 1775 1745 1732
47 1356 1385 1324 1302 1276
48 1389 1421 1356 1324 1289
прототип 1656 1675 1581 1542 1442
Без реагента 1972 1895 1694 1618 1453

Состав для обезвоживания, обессоливания и регулирования реологических свойств высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, содержащий неионогенный деэмульгатор, добавку и растворитель, отличающийся тем, что в качестве неионогенного деэмульгатора он содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 4300 или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 10000 или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 6000 или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 5000, а в качестве добавки - полиалкилбензольную смолу, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанный блоксополимер окисей этилена и пропилена 25,0-40,0
полиалкилбензольная смола 10,0-25,0
растворитель остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области подготовки и переработки нефти и может быть использовано для разделения водонефтяной эмульсии. .

Изобретение относится к сложнополиэфирным композициям в качестве деэмульгаторов в процессе получения и/или очистки сырой нефти. .
Изобретение относится к способам деэмульгирования нефти и направлено на снижение стоимости деэмульгатора. .

Изобретение относится к способу перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, заключающемуся в том, что добавляют в эмульсию углеводорода и воды эффективное количество композиции для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, включающей, по меньшей мере, одну тиогликолевую кислоту, хлоруксусную кислоту или растворимую в воде гидроксикислоту, выбранную из группы, состоящей из гликолевой кислоты, глюконовой кислоты, С2-С4-альфа-гидроксикислот, полигидроксикарбоновых кислот, полимерных форм указанных выше гидроксикислот, полигликолевых сложных эфиров формулы: ,где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы: ,где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и разделяют эмульсию на углеводородную фазу и водную фазу, где, по меньшей мере, часть металлов и/или аминов переходит в водную фазу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче и подготовке нефти. .
Изобретение относится к способу разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, путем его обработки кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту и поверхностно-активное вещество, нагревания и отстоя, и характеризуется тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют либо водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12, блоксополимеры оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, оксиэтилированная смесь моно- и диалкилфенолов марки ОП-7, либо водорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: сульфанол, четвертичные соли аммония в изопропаноле, либо применяют смесь водомаслорастворимого и водорастворимого поверхностно-активного вещества, состоящего из оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12 и четвертичных солей аммония, дополнительно вводят растворитель, выбранный из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутилцеллозольв, ацетон, и добавляют воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: - ингибированная соляная кислота 6-20- водомаслорастворимое или водорастворимое  поверхностно-активное вещество или их смесь как указано выше0,1-7,0 - растворитель3-20 - водаостальное Использование данного способа позволяет повысить глубину извлечения углеводородов из стойких нефтяных эмульсий.

Изобретение относится к деэмульгаторам водонефтяных эмульсий для подготовки нефти к переработке. .

Изобретение относится к получению деэмульгатора, используемого для разрушения нефтяных эмульсий на установках подготовки нефти. .

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к применению недендримерных высокофункциональных гиперразветвленных поликарбонатов и сложных полиэфиров в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении на нефть, воду и механические примеси стойкой нефтяной эмульсии, образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в лабораторной практике исследования деэмульгаторов, а также конструкциях измерительных приборов, например влагомеров с предварительным разрушением эмульсий

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для увеличения скорости и глубины разделения водонефтяных эмульсий с помощью деэмульгаторов

Изобретение относится к деэмульгатору смоляного типа для разрушения эмульсий типа вода в масле, например водонефтяных эмульсий, образованных нефтями различного состава, и к улучшенному способу получения деэмульгатора

Изобретение относится к области деэмульсации нефти (обезвоживание, обессоливание и очистка от механических примесей), а также к новым составам деэмульгаторов для разрушения стойких нефтяных эмульсий

Изобретение относится к нефтяной промышленности, преимущественно к промысловой подготовке нефтей с применением деэмульгаторов

Изобретение относится к области подготовки нефти, в частности к нейтрализации нефти раствором щелочи, и может быть использовано для снижения коррозии оборудования установки ЭЛОУ-АВТ, перерабатывающей высокосернистую нефть

Изобретение относится к средствам для разрушения водонефтяной эмульсии при одновременной защите систем сбора, транспорта и подготовки нефти от коррозии и может быть использовано при обезвоживании нефти при трубной деэмульсации на объектах нефтесбора, установках подготовки нефти, на нефтеперерабатывающих заводах и процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2010-03-10 2013-03-19T23:18:19
Наверх