Состав для разрушения водонефтяных эмульсий


 


Владельцы патента RU 2549538:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод. Изобретение касается состава, содержащего блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (15,0-50,0% масс.), блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (15,0-70,0% масс.), продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты (1,0-10,0% масс.) в растворителе - смеси нефраса с метанолом или метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсии, стабилизированной тонкодисперсной механической примесью. 4 табл., 5 пр.

 

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% С24 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:

Лапрол 6003-2Б-18 15,0-50,0

Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена

на основе этилендиамина:

Дипроксамин 157-65М 70,0-15,0

Продукт конденсации оксиэтилированного

нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования

с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты:

Нефтенол КС 1,0-10,0

Растворитель:

Смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3
или метанола и пресной воды
в соотношении 3:1 остальное

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.

Таблица 2
Физико-химические характеристики водонефтяной эмульсии Ванкорского месторождения
Наименование показателя Единица измерения Метод испытания Значение показателя
Массовая доля воды % масс. ГОСТ 2477-65 30
Содержание механических примесей % масс. ГОСТ 6370-83 0,04-0,07
Содержание тонкодисперсных механических примесей (размер менее 20 мкм) % масс. от общего количества мех. примесей метод светового сканирования с помощью лазерного анализатора размера частиц Microtrac S3500 31,2
Плотность нефти при температуре 20°С кг/м3 ГОСТ 3900-85 881,8
Вязкость нефти кинематическая при температуре 20°С мм2 ГОСТ 33-2000 31,889
Массовая доля сероводорода млн-1 (ррm) ГОСТ Р 50802-95 менее 2
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме млн-1 (ррm) ГОСТ Р 50802-95 менее 2
Содержание серы общей в нефти % масс. ГОСТ Р 51947-2002 0,152
Содержание асфальтенов в нефти % масс. Методика ВНИИНП 0,108
Содержание смол силикагелевых в нефти % масс. Методика ВНИИНП 6,62
Содержание парафина в нефти % масс. ГОСТ 11851-85 2,38
Температура плавления парафина °С ГОСТ 23683-89 52
Температура насыщения нефти парафином °С ОСТ 39.034-76 22,0
Таблица 3
Эффективность составов
Состав по примеру Расход, г/т Деэмульгирующая эффективность составов за время отстоя мин, % Наблюдение качества после отстоя
0 15 30 60 120 вода межфазный слой
1 30 0 83 83 86 86 прозр. отсутствие
2 30 0 89 89 89 92 прозр. отсутствие
3 30 0 83 83 89 89 прозр. отсутствие
4 30 0 59 77 80 86 прозр. отсутствие
5 (прототип) 30 0 33 55 76 81 прозр. наличие
Таблица 4
Эффективность составов
Состав по примеру Расход, г/т Наблюдение качества воды после отстоя
наличие нефтепродуктов, мг/дм3 межфазный слой стенки отстойника
1 30 12 отсутствие чистые
2 30 2 отсутствие чистые
3 30 7 отсутствие чистые
4 30 15 отсутствие чистые
5 (прототип) 30 20 наличие замазуч.

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.

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

Лапрол 6003-2Б-18 15,0-50,0

Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена
на основе этилендиамина:
Дипроксамин 157-65М 70,0-15,0

Продукт конденсации оксиэтилированного
нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования
с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты:
Нефтенол КС 1,0-10,0

Растворитель:
Смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3
или метанола и пресной воды
в соотношении 3:1 остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод.

Изобретение относится к области подготовки газового конденсата с одновременной защитой промыслового оборудования от коррозии на объектах газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к переработке нефтесодержащих отходов и может быть применено в нефтеперерабатывающей промышленности для получения нефтяных гудронов, как исходного сырья для получения битумов.

Изобретение относится к применению гиперразветвленных сложных полиэфиров и поликарбонатов в качестве деэмульгаторов для разрушения эмульсий сырой нефти. Предложено применение недендримерных, высокофункциональных, гиперразветвленных сложных полиэфиров и поликарбонатов, которые могут быть получены взаимодействием (i) по меньшей мере одной алифатической, циклоалифатической, арилалифатической или ароматической дикарбоновой кислоты (A2) или ее производных или органических карбонатов (A2'), (ii) по меньшей мере одного x-атомного алифатического, циклоалифатического, арилалифатического или ароматического спирта (Cx), содержащего более двух гидроксильных групп, причем x означает число больше 2, предпочтительно число от 3 до 8, особенно предпочтительно от 3 до 6, еще более предпочтительно 3 или 4, в частности 3, и (iii) по меньшей мере одного алкоксилированного амида жирной кислоты (D), выбранного из группы, включающей алкоксилированные амиды насыщенных или ненасыщенных жирных кислот с 2-30 атомами углерода, содержащие в среднем от 1 до 40 структурных единиц алкиленоксида, в качестве деэмульгаторов для разрушения эмульсий сырой нефти.

Настоящее изобретение относится к деэмульгирующим композициям (варианты), содержащим: (а) анионное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкилсульфосукцинатов, алкилфосфатных сложных эфиров, алкилфосфоновых кислот, их солей и их комбинаций; и/или (б) неионогенное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из сополимеров этиленоксида и пропиленоксида, сложных эфиров этоксилированных жирных кислот и полиэтиленгликоля, алкоксилатов терпена, этоксилатов спирта, модифицированных алканоламидов и их комбинаций; и (в) композицию растворяющей основы, содержащую смесь сложных эфиров двухосновных кислот.
Изобретение относится к применению алкоксилированных полиалканоламинов для деэмульгирования эмульсий типа «масло в воде», прежде всего нефтяных эмульсий. Алкоксилированные полиалканоламины получают (А) конденсацией, по меньшей мере, одного триалканоламина до полиалканоламина, причем полученные полиалканоламины обладают среднечисловой молекулярной массой от 1000 до 20000 г/моль, и (В) алкоксилированием полученного полиалканоламина этиленоксидом и пропиленоксидом.

Изобретение относится к обезвоживанию сырой нефти с использованием растворителя. Изобретение касается способа обезвоживания и деасфальтизации сырой нефти, включающего этапы, на которых: смешивают сырую нефть, включающую углеводороды, асфальтены и воду, с одним или более растворителями с получением первой смеси; селективно разделяют первую смесь с получением нефтяной фазы и водной фазы, причем нефтяная фаза включает углеводороды, асфальтены и растворитель; селективно отделяют асфальтены от нефтяной фазы с получением деасфальтизированной нефти, включающей по меньшей мере часть углеводородов и по меньшей мере часть растворителя, и асфальтеновой смеси, включающей асфальтены, оставшуюся часть углеводородов и оставшуюся часть растворителя; селективно отделяют растворитель от асфальтеновой смеси; и рециркулируют по меньшей мере часть отделенного растворителя в первую смесь.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке для разделения водонефтяных эмульсий.

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах.

Изобретение относится к вариантам композиции обратного деэмульгатора для разделения водных внешних эмульсий воды и нефти, а также к способу разделения эмульсии воды и нефти. Композиция обратного деэмульгатора содержит, по меньшей мере, один полиэпигалогидрин формулы (1), где X выбирают из группы, включающей хлорид, бромид, йодид, трифторметилсульфонат, толуолсульфонат, метилсульфонат, их комбинации, а также N+R1R2R3, где R1, R2, R3 представляют собой алкил, или арил, или водород, y1 имеет значение от 2 до 20, y2 имеет значение от 2 до 20, y3 имеет значение от 2 до 20. Способ разделения эмульсии воды и нефти заключается в том, что к эмульсии добавляют вышеуказанную композицию обратного деэмульгатора в эффективном количестве. Изобретение позволяет получить экономически эффективный деэмульгатор, имеющий хорошие вязкостные показатели и высокую производительность. 5 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 табл., 4 пр. (1)

Изобретение относится к вариантам способа обработки исходного потока, включающего углеводородную жидкость и жидкость на водной основе. Один из вариантов включает: введение исходного потока во впуск резервуара, содержащего композитную среду, состоящую из однофазных частиц однородной формы, причем каждая частица включает смесь материала на основе целлюлозы и полимера; и контакт исходного потока с композитной средой для получения обработанного потока, причем обработанный поток содержит заданную целевую концентрацию углеводородной жидкости. Также изобретение относится к системе. Используемая композитная среда является более эффективной. 4 н. и 30 з.п. ф-лы, 10 табл., 7 пр., 15 ил.
Наверх