Извлечение и отделение сырой нефти и воды из эмульсий

Авторы патента:

МИЛЛЕР Кларенс А. (US)

РЭНИ Олина Г. (US)

ХИРАСАКИ Джордж Дж. (US)

НГУЙЕН Дуй (US)

ГЕРА МЛ. Джон (US)

ПОЙНДЕКСТЕР Майкл (US)

B01D17/05 - путем химической обработки

Владельцы патента RU 2577267:

ВИЛЬЯМ МАРШ РАЙС ЮНИВЕРСИТИ (US)
НАЛКО КОМПАНИ (US)

Изобретение относится к области добычи и извлечения нефти, в частности к области извлечения сырой нефти из добытых эмульсий с применением методов нефтедобычи путем нагнетания растворов, содержащих полимер и поверхностно-активное вещество. Композиция для разрушения эмульсии, содержащей воду и нефть, содержит катионное поверхностно-активное вещество, представляющее собой галогенид алкиламмония и амфотерное бетаиновое поверхностно-активное вещество. Галогенид в катионном поверхностно-активном веществе не включает хлор. Способ разрушения эмульсии, содержащей нефть и воду, включает введение в эмульсию смеси катионного поверхностно-активного вещества, представляющего собой галогенид алкиламмония, и амфотерного бетаинового поверхностно-активного вещества. Галогенид в катионном поверхностно-активном веществе не включает хлор. Техническим результатом группы изобретений является улучшение качества разделенных нефтяной и водной фаз. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Область техники

Настоящее изобретение в целом относится к области добычи и извлечения нефти усовершенствованными методами. В частности, настоящее изобретение относится к области извлечения сырой нефти из эмульсий, полученных при повышении нефтеотдачи путем нагнетания воды с поверхностно-активным веществом. Настоящее изобретение особенно значимо при применении катионных поверхностно-активных веществ и амфотерных поверхностно-активных веществ для улучшения нефтедобычи и повышения степени извлечения нефти из указанных эмульсий.

Уровень техники

При добыче сырой нефти из коллекторов в коллекторе обычно остаются значительные количества недобытой сырой нефти. Способы извлечения сырой нефти включают первичную добычу и вторичные методы с применением нагнетания воды. Известен ряд методов, находящихся в различных стадиях разработки и внедрения, которые могут оказаться перспективными для извлечения значительных количеств нефти, остающихся после обычной добычи. Указанные способы включают повышение нефтеотдачи пласта путем нагнетания воды с использованием поверхностно-активного вещества и полимера, а также щелочи, поверхностно-активного вещества и полимера, которое включает закачку комбинаций указанных материалов в солевых растворах в коллектор. В результате применения указанных способов получают добытую эмульсию, которая обычно содержит сырую нефть, воду, поверхностно-активное вещество, полимер и щелочь, если таковую применяли. Недостатки включают трудность разделения эмульсии на чистую воду и сухую нефть для продажи сырой нефти и трудность правильной утилизации воды безопасным для окружающей среды способом. Кроме того, деэмульгаторы, применяемые для разделения обычных нефтепромысловых эмульсий, могут быть неэффективны для некоторых эмульсий, полученных при использовании способов с применением поверхностно-активного вещества и полимера, а также щелочи, поверхностно-активного вещества и полимера. Результаты проведения различных экспериментов показывают, что применение обычных неионных деэмульгаторов не всегда может обеспечить желаемое разделение в указанных способах. Например, применение таких эмульгаторов может не обеспечивать получение воды с достаточно низким содержанием нефти.

Следовательно, существует потребность в усовершенствованных способах разделения сырой нефти и воды в эмульсиях, получаемых в способах с применением поверхностно-активного вещества и полимера, а также щелочи, поверхностно-активного вещества и полимера. Дополнительно существует потребность в усовершенствованных способах деэмульгирования добываемых эмульсий для достижения полного разделения сырой нефти и воды.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ НЕКОТОРЫХ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

На удовлетворение указанных и других потребностей в данной области техники направлен один из вариантов реализации настоящего изобретения, согласно которому предложена композиция для разрушения эмульсии, содержащей воду и нефть. Согласно некоторым вариантам реализации указанная эмульсия содержит воду, нефть, анионное поверхностно-активное вещество и, возможно, водорастворимый полимер, щелочь и/или спирт. Композиция содержит поверхностно-активное вещество. Поверхностно-активное вещество включает катионное поверхностно-активное вещество, амфотерное поверхностно-активное вещество или любую комбинацию указанных веществ.

На удовлетворение указанных и других потребностей в данной области техники направлен также еще один из вариантов реализации настоящего изобретения, согласно которому предложен способ разрушения эмульсии, содержащей воду и нефть. Указанный способ включает введение композиции в эмульсию, причем указанная композиция содержит катионное поверхностно-активное вещество, амфотерное поверхностно-активное вещество или любую комбинацию указанных веществ.

Выше были достаточно широко описаны признаки и технические преимущества настоящего изобретения для облегчения понимания последующего более подробного описания настоящего изобретения. Дополнительные признаки и преимущества настоящего изобретения, составляющие предмет формулы настоящего изобретения, будут описаны далее в настоящей заявке. Специалисту в данной области техники будет понятно, что на основе концепции и конкретных вариантов реализации настоящего изобретения можно легко создать модификации или разработать другие варианты реализации для осуществления тех же целей настоящего изобретения. Также специалистам в данной области техники будет понятно, что такие эквивалентные варианты реализации находятся в рамках объема и сущности настоящего изобретения, установленных в прилагаемой формуле изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

В одном из вариантов реализации предложена композиция для извлечения и разделения воды и нефти из добытых эмульсий, содержащая поверхностно-активное вещество, включающее катионное поверхностно-активное вещество, амфотерное поверхностно-активное вещество или любую комбинацию указанных веществ. В некоторых вариантах реализации поверхностно-активное вещество включает катионное поверхностно-активное вещество галогенид алкиламмония, галогенид алкиламина, амфотерное поверхностно-активное вещество или любую комбинацию указанных веществ. В других вариантах реализации поверхностно-активное вещество включает катионное поверхностно-активное вещество галогенид алкиламмония, галогенид алкиламина, полимерное неионное поверхностно-активное вещество, амфотерное поверхностно-активное вещество или любую комбинацию указанных веществ. В некоторых вариантах реализации композицию применяют для разрушения эмульсий, полученных при повышении нефтеотдачи путем нагнетания воды с поверхностно-активным веществом и полимером и щелочью, поверхностно-активным веществом и полимером. В указанных вариантах реализации добытые эмульсии обычно содержат по меньшей мере воду, сырую нефть, поверхностно-активные вещества и полимеры. Введение композиции в добытую эмульсию разделяет нефтяную и водную фазы. В некоторых вариантах реализации разделение представляет собой полное разделение нефти и воды. Полное разделение означает получение сухой нефти, содержащей менее чем 1% суммарно осадка и воды, хорошей поверхности раздела с четким разделением между нефтью и водой, и чистой воды, содержащей менее чем примерно 300 частей на миллион (ppm) остаточной нефти. Композицию вводят в эмульсию любым подходящим способом. Например, примеры подходящих способов включают способы, описанные в Z. Ruiquan et al. "Characterization and demulsification of produced liquid from weak base ASP flooding," Colloids and Surfaces, Vol.290, p. 164-171, (2006) и в патентах США №4374734 и 4444654, полностью включенных в настоящую заявку посредством ссылок.

В одном из вариантов реализации поверхностно-активное вещество представляет собой катионное поверхностно-активное вещество, включающее галогенид аммония. Галогенид аммония может включать любые подходящие типы галогенидов аммония. В некоторых вариантах реализации галогениды аммония включают галогениды алкиламмония, галогениды полиалкиламмония или любые комбинации указанных соединений. В некоторых вариантах реализации катионное поверхностно-активное вещество включает любые комбинации или по меньшей мере одно соединение из галогенида алкилтриметиламмония, галогенида алкилдиметилбензиламмония и один или несколько галогенидов имидазолиния. В некоторых вариантах реализации молекулярная масса указанных четвертичных поверхностно-активных веществ находится в диапазоне примерно от 200 примерно до 700, как вариант, примерно от 250 примерно до 500. В некоторых вариантах реализации галогенид алкилтриметиламмония имеет среднюю длину алкильной цепи от C₆ до C₁₆, как вариант, от C₆ до C₁₀, и, как вариант, от C₁₂ до C₁₈, и, как другой вариант, C₈.

Без ограничения, примеры галогенидов алкилтриметиламмония включают фторид алкилтриметиламмония, хлорид алкилтриметиламмония, бромид алкилтриметиламмония, йодид алкилтриметиламмония, астатид алкилтриметиламмония или любую комбинацию указанных соединений. В одном из вариантов реализации галогенид алкилтриметиламмония включает бромид алкилтриметиламмония, хлорид алкилтриметиламмония или любую комбинацию указанных соединений. В некоторых вариантах реализации галогенид алкилтриметиламмония представляет собой хлорид алкилтриметиламмония. В других вариантах реализации галогенид алкилтриметиламмония представляет собой бромид н-октилтриметиламмония.

Без ограничения, примеры галогенидов алкилдиметилбензиламмония включают любые комбинации одного или нескольких соединений из хлорида додецилдиметилбензиламмония и хлорида н-тетрадецилдиметилбензиламмония моногидрата. В некоторых вариантах реализации галогенид алкилдиметилбензиламмония содержит алкил со средней длиной цепи от C₁₀ до C₁₈. Без ограничения, примеры галогенидов имидазолиния включают любую комбинацию одного или нескольких соединений из метилсульфата метил-бис((таллового амида)этил)-2-(таллового)-имидазолиния, метилсульфата метил-бис((гидрированного таллового амида)этил)-2-(гидрированного таллового)-имидазолиния и метилсульфата метил-бис((таллового амида)этил)-2-(таллового)-имидазолиния.

Катионное поверхностно-активное вещество может включать любое желаемое количество активного материала. В одном из вариантов реализации катионное поверхностно-активное вещество включает примерно от 30% масс., примерно до 82% масс., активного материала.

В одном из вариантов реализации поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество. Амфотерное поверхностно-активное вещество может включать любые амфотерные соединения, подходящие для применения в качестве поверхностно-активного вещества в добываемой эмульсии. В одном из вариантов реализации амфотерные материалы включают бетаины, алкиламинопропионовые кислоты, N-ацилглицинаты или любую комбинацию указанных соединений. В некоторых вариантах реализации амфотерные материалы представляют собой бетаины. Можно применять любой бетаин, подходящий для применения в качестве поверхностно-активного вещества в добытой эмульсии. Без ограничения, примеры подходящих бетаинов включают каприл/капрамидопропилбетаин, кокобетаин, кокамидопропилбетаин, октилбетаин, каприламидопропилбетаин или любые комбинации указанных соединений. В одном из вариантов реализации бетаин представляет собой кокобетаин. Можно применять любые подходящие N-ацилглицинаты. В одном из вариантов реализации N-ацилглицинат представляют собой талловый дигидроксиэтилглицинат.

Другие варианты реализации включают композицию, содержащую поверхностно-активное вещество и растворитель. Растворитель может представлять собой любой растворитель, подходящий, например, для растворения или суспендирования поверхностно-активного вещества. В некоторых вариантах реализации растворитель представляет собой воду, спирт, органический растворитель или комбинацию указанных растворителей. Спирт может включать любой спирт, подходящий в качестве растворителя и для применения в нефтедобыче. Без ограничения, примеры подходящих спиртов включают этиленгликоль, изопропиловый спирт, метанол, бутанол или любую комбинацию указанных соединений. Согласно одному из вариантов реализации органический растворитель содержит ароматические соединения, отдельно или в любой комбинации с указанными выше растворителями. В некоторых вариантах реализации органический растворитель содержит спирт, простой эфир, ароматическое соединение или любую комбинацию указанных соединений. В одном из вариантов реализации ароматические соединения имеют молекулярную массу примерно от 70 примерно до 400, как вариант, примерно от 100 примерно до 200. Без ограничения, примеры подходящих ароматических соединений включают толуол, ксилол, нафталин, этилбензол, триметилбензол и тяжелую ароматическую нафту (HAN), другие подходящие ароматические соединения и любые комбинации вышеуказанных соединений. Следует понимать, что количество поверхностно-активного вещества в композиции по отношению к растворителю в некоторых вариантах реализации может варьироваться в зависимости от таких факторов, как температура, время и тип поверхностно-активного вещества. Например, без ограничения, более высокое отношение катионного поверхностно-активного вещества к растворителю можно применять, если желательно более быстрое время реакции. В одном из вариантов реализации композиция содержит примерно от 100 ppm примерно до 20000 ppm поверхностно-активного вещества, как вариант, примерно от 100 ppm примерно до 10000 ppm поверхностно-активного вещества, как другой вариант, примерно от 200 ppm примерно до 10000 ppm поверхностно-активного вещества и, как еще один вариант, примерно от 200 ppm примерно до 500 ppm поверхностно-активного вещества.

В некоторых вариантах реализации композицию вводят в добытую эмульсию с полимерным неионным поверхностно-активным веществом. Без ограничения, примеры подходящих полимерных неионных поверхностно-активных веществ включают полисорбаты, жирные спирты, такие как цетиловый спирт и олеиловый спирт, сополимеры полиэтиленоксида, сополимеры полипропиленоксида, алкилполигликозиды, такие как децилмальтозид, алкилфенолполиэтиленоксид, алкилполиэтиленоксид и химические соединения типа этоксилированной пропоксилированной алкилфенол-формальдегидной смолы или любые комбинации указанных соединений. Полимерное неионное поверхностно-активное вещество обычно растворено или суспендировано в растворителе. Можно применять любой растворитель, подходящий для растворения или суспендирования полимерного неионного поверхностно-активного вещества. Без ограничения, примеры подходящих растворителей включают воду, простой эфир, спирт, толуол, ксилол, HAN, другие подходящие органические растворители или любую комбинацию указанных растворителей. Спирт может содержать любой спирт, подходящий для применения в нефтедобыче и для растворения полимерного неионного поверхностно-активного вещества. В одном из вариантов реализации полимерное неионное поверхностно-активное вещество растворено или суспендировано в органическом растворителе.

В одном из вариантов реализации композицию и полимерное неионное поверхностно-активное вещество вводят в добытую эмульсию в массовом отношении композиции к полимерному неионному поверхностно-активному веществу примерно от 9:1 примерно до 1:1, как вариант, примерно от 9:1 примерно до 1:2. В некоторых вариантах реализации композицию и полимерное неионное поверхностно-активное вещество вводят в добываемую эмульсию одновременно (или в виде отдельных составов, или как часть одного и того же состава) или последовательно. Не ограничиваясь никакой теорией, одновременное введение в добываемую эмульсию композиции и полимерного неионного поверхностно-активного вещества в общем случае обеспечивает улучшенное качество разделенных нефтяной и водной фаз. Например, одновременное введение в добываемую эмульсию композиции, содержащей катионное поверхностно-активное вещество (т.е. галогенид алкилтриметиламмония) и воду, с полимерным неионным поверхностно-активным веществом, растворенным в органическом растворителе, улучшает качество разделенных нефтяной и водной фаз.

Вышесказанное может быть более понятно со ссылками на следующие примеры, предназначенные для иллюстративных целей и не предназначенные ограничивать объем настоящего изобретения.

ПРИМЕР 1

В указанном примере осуществляли разрушение добытых эмульсий, содержащих сырую нефть. Добытые эмульсии также содержали добытый рассол. Все химические реактивы, кроме деионизированной воды, взвешивали на весах ACCULAB SV-100. Для получения рассола в контейнер объемом 5 галлонов наливали воду и помещали под управляемую мешалку HEIDOLPH RZR 2051. Количества и виды добавок для каждого полученного рассола показаны в Таблице 1 ниже. Включали мешалку и добавляли соли, а после них полимер. Получали отдельные частицы путем подачи полимера медленным постукиванием (около 15 минут на 8 литров раствора) при интенсивном перемешивании и убеждались, что полимер не образовал сгустков. Продолжали перемешивание в течение часа. Добавляли заранее взвешенное поверхностно-активное вещество PETROSTEP^® S-1 (натриевая соль сульфата пропоксилированного разветвленного спирта) с последующим добавлением заранее взвешенного поверхностно-активного вещества PETROSTEP^® S-2 (натриевая соль внутреннего сульфоната олефина) и спирта. PETROSTEP^® представляет собой зарегистрированную торговую марку Stepan Chemical Company Corporation. Раствор перемешивали в течение 30 минут для получения готового рассола. PETROSTEP^® S-1 и S-2 были получены от Stepan Chemical.

Для получения добытой эмульсии сырой нефти и воды на рецептурную бутылку наносили отметки на уровне 70 и 100 мл. Наливали рассол до отметки 70 мл. Хорошо перемешивали путем встряхивания бутылки с сырой нефтью, а затем наливали 30 мл сырой нефти в рецептурную бутылку до отметки 100 мл. Рецептурные бутылки с эмульсией помещали во встряхиватели EBERBACH на высокой скорости на 10 минут.

Анионный полимер FLOPAAM^® 3330, 30% гидролизованный полиакрилатный полимер с молекулярной массой 8 ММ, является зарегистрированной торговой маркой S.N.F., S.A. Corporation. Применяли изобутиловый спирт чистотой 99,4%. Применяемый хлорид натрия имел чистоту более 99,9%, а применяемый хлорид кальция имел чистоту 99%. Дополнительные подробности, касающиеся других применяемых продуктов, показаны в Таблице 2.

Чистые катионные поверхностно-активные вещества из ряда бромида алкилтриметиламмония были получены от Alfa Aesar. Для приготовления раствора применяли деионизированную воду.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Большинство исследований разрушения эмульсии проводили с использованием объемного отношения добытого рассола рассола к сырой нефти 70/30. Некоторые исследования также проводили с использованием объемного отношения добытого рассола к сырой нефти 90/10. Рассол содержал мицеллы поверхностно-активного вещества но, по-видимому, не содержал никакой жидкокристаллической фазы, на что указывало отсутствие двойного лучепреломления.

Действие различных катионных и неионных поверхностно-активных веществ

Введение чистого катионного поверхностно-активного вещества, бромида н-октилтриметиламмония (C₈TAB) и катионного соединения A изучали при различных уровнях дозирования. Полное отделение водной фазы было обнаружено при содержании C₈TAB примерно 200 ppm. Введение в рассол 200 ppm катионного поверхностно-активного вещества бромида н-октилтриметиламмония, по-видимому, не приводило к какому-либо осаждению или образованию других наблюдаемых твердых веществ. Нагревание смеси 200 ppm катионного поверхностно-активного вещества с рассолом до 40°C также не приводило к какому-либо осаждению твердых веществ.

Действие чистых катионных поверхностно-активных веществ бромида C₈-триметиламмония, C₈TAB, и этоксилированной смолы В

Испытания в бутылках проводили с использованием бромида С₈-триметиламмония, C₈TAB, и этоксилированной смолы В, этоксилированной смолы, в некоторой степени сходной с этоксилированной смолой С, упомянутой ниже, при уровнях дозировок 100, 200 и 300 ppm. Эмульсии готовили с использованием соотношений рассол/сырая нефть 70/30 и 90/10.

Анализ основного осадка и воды в отделенной сырой нефти, полученной после времени установления равновесия 2 часа 45 минут, показал, что C₈TAB был эффективен в концентрации выше 200 ppm для обезвоживания нефти и удаления нефти из воды. Было обнаружено, что в указанных концентрациях C₈TAB уменьшал содержание воды в нефти до 0,8% об. Было обнаружено, что этоксилированная смола В была эффективна в концентрациях выше 100 ppm для обезвоживания нефти, уменьшая содержание воды до 0,4% об. после установления равновесия в течение 2 часов 45 минут.

Эффект выбранных амфотерных поверхностно-активных веществ

Оценивали эффективность амфотерных поверхностно-активных веществ для разрушения эмульсии. Полученные результаты показали, что кокобетаин, применяемый отдельно в дозировках 75 ppm и 100 ppm, показал значительное очищение водной фазы после времени установления равновесия 21 час и, по-видимому, является более эффективным, чем комбинация 50 ppm этоксилированной смолы C и 50 ppm кокобетаина. Кокоаминопропионовая кислота в концентрации 200 ppm также доказала свою эффективность для очистки водной фазы. Испытывали и другие амфотерные соединения, но кокобетаин и кокоаминопропионовая кислота дали наилучшие результаты.

Водная фаза системы с 50 ppm этоксилированной смолы C и 50 ppm системы CgTAB выглядела чистой через 21 час времени установления равновесия и, по-видимому, обеспечивала лучшее удаление нефти из водной фазы, чем системы с кокобетаином.

Применение чистого катионного поверхностно-активного вещества CgTAB в концентрации 200 ppm давало улучшенную водную фазу при визуальном сравнении с кокоаминопропионовой кислотой и кокобетаином. Однако сравнение с системами, содержащими комбинации этоксилированной смолы C и поверхностно-активных веществ, показало улучшенное разрушение эмульсий при применении указанных комбинаций.

Визуально наилучшие водные фазы были обнаружены в следующем порядке: 50 ppm этоксилированная смола C и 50 ppm C₈TAB, 50 ppm этоксилированная смола C и 100 ppm C₈TAB, 50 ppm этоксилированная смола C и 100 ppm кокобетаин, 200 ppm C₈TAB, 50 ppm этоксилированная смола C и 100 ppm катионное соединение A, 200 ppm кокоаминопропионовая кислота и 200 ppm кокобетаин.

ВЫВОДЫ

Было обнаружено, что этоксилированная смола В эффективна для уменьшения содержания воды в нефтяной фазе до 0,4% об. в концентрациях 100 ppm, 200 ppm и 300 ppm после времени уравновешивания 2 часа 45 минут, при этом водная фаза содержала видимые значительные количества нефти даже после нескольких часов установления равновесия. Этоксилированная смола C, похожая смола, также была эффективна для очистки водной фазы при применении отдельно.

В концентрациях 200 ppm и 300 ppm катионное поверхностно-активное вещество бромид н-октилтриметиламмония, C₈TAB, после времени установления равновесия 2 часа 45 минут, уменьшало содержание воды в нефтяной фазе до 0,8% об., при этом также уменьшая содержание нефти в водной фазе до значительно более низких уровней.

ТАБЛИЦА 1
Составы добываемого рассола для приготовления 100 г рассола
	рассол
NaCl (граммы)	1,0
CaCl₂·2Н₂О (граммы)	0,1834
(Ca++, ppm)	500
FLOPAAM^® 3330S (граммы), 8 MM MW НРАМ	0,12
PETROSTEP^® S-1 (15,86% активного вещества; граммы *)	0,9458
PETROSTEP^® S-2 (22,49% активного вещества; граммы *)	0,2223
изобутиловый спирт (R-3041; граммы)	0,4

* масса полученных поверхностно-активных веществ

ТАБЛИЦА 2
Информация о продукте
Продукт	Поставщик	Тип реактива	% активного вещества	Молекулярная масса
PETROSTEP^® S-1	Stepan Chemical	N67-7PO сульфат, соль Na	15,86	760
PETROSTEP^® S-2	Stepan Chemical	IOS, соль Na	22,49	370
nC₈- триметиламмония бромид (C₈TAB)	Lancaster Chemicals	катионное поверхностно-активное вещество	97	252,24
Этоксилированная смола С	Nalco	этоксилированная смола	67	4400
Катионное соединение А	Nalco	катионный хлорид алкилбензилдиметил аммония	82	349
Катионное соединение D	Nalco	катионное не четвертичное полиаминное поверхностно-активное вещество	67	1204 (Mw); 930 (Mn)
Этоксилированная смола В	Nalco	смола оксиалкилат	70	4600

ПРИМЕР 2

В указанном примере осуществляли разрушение добытых эмульсий, содержащих сырую нефть. Добытые эмульсии предназначались для процесса SP. Испытание в стандартном бутылочном тесте на разрушение эмульсий проводили, как описано в Treating Oilfield Emulsions, страницы 36-41, изданном Petroleum Extension Service, the University of Texas at Austin, Texas (4^th Ed., 1990), полностью включенном в настоящую заявку посредством ссылки. Испытание проводили при комнатной температуре и времени установления равновесия 240 минут. Особенности и результаты испытаний показаны в Таблице 3. Процент осадка и процент оставшейся воды в нефти в конце испытания измеряли, отбирая пробу нефти объемом 15 мл над поверхностью раздела фаз, затем центрифугируя в течение 3 минут на высокой скорости. Поскольку только центрифугирование могло не выделить полностью эмульсию (особенно микроэмульсию) и воду из образца, применяли % остатка, чтобы убедиться, что вся эмульсия отделена от образца в виде осадка и/или воды для точного измерения. % остатка представлял собой суммарное количество нефти и воды, измеренное в пробе нефти после того, как предварительно центрифугированную пробу обрабатывали специальным «отделяющим» деэмульгатором, затем вновь смешивали, повторно центрифугировали и снова измеряли содержание осадка и воды.

ТАБЛИЦА 3
результаты бутылочных испытаний полученная в лаборатории эмульсия EOR на 100 мл эмульсии проб рассола EOR с западно-техасской сырой нефтью: (70:30 об/об)
				Показания пробоотборника после 240 минут	нефть-в-воде
Строка	Nalco Product	Химическое описание	ppm	% осадка	% воды	% остатка	ppm
8	317-40Н	кокобетаин	200	0,8	следы	0,76	218
12	317-40М	талловый дигидроксиэтилглицинат	200	0,8	следы	0,76	94
15	317-40Q	олеилбетаин/лаурилбетаин	200	0,8	следы	0,6	114
16	катионное соединение А	хлорид алкилбензилдиметил аммония	200	0,78	0,0	0,42	70
17	Этоксилиров анная смола В	смола оксиалкилат	200	0,8	следы	0,8	146
18	«пустой»	без реактива	0	2,0	9,0	10,0	548
19	катионное соединение D	катионное не четвертичное аммониевое поверхностно-активное вещество	200	0,76	0,24	0,8	110

Задачей бутылочного испытания было идентифицировать продукт, который давал нефть товарного качества (например, с максимальным суммарным содержанием осадка и воды 1%) и чистую воду (например, 300 ppm остаточной нефти-в-воде для предотвращения претензий по обратной закачке, но желательным было самое низкое возможное содержание нефти-в-воде). Если суммарные величины осадка и воды были одинаковыми при применении различных деэмульгаторов, лучшим был продукт, который давал более низкую величину осадка, поскольку осадок в указанном испытании представлял собой неразделенную эмульсию. Как показано в Таблице 3 выше, наиболее эффективные деэмульгаторы в указанном испытании были показаны в строке 16, катионное соединение A; в строке 17, этоксилированная смола В; в строке 19, катионное соединение D; в строке 15, олеилбетаин/лаурилбетаины; в строке 12, талловый дигидроксиэтилглицинат, и в строке 8, кокобетаин. Указанные продукты показали очень низкие значения % осадка и воды после центрифугирования (также называемого сепарацией). Указанные продукты также показали очень низкие значения % остатка, что указывало на наилучшее качество нефти. Из указанных продуктов катионное соединение А показало наилучшее качество воды из всех продуктов в указанном испытании с остаточным содержанием нефти в воде 70 ppm. Напротив, необработанный «пустой» образец показал 2,0% осадка, 9,0% воды, 10% остатка и 548 ppm остаточной нефти в воде. С позиции указанных результатов бутылочного испытания продукт в строке 16 представлял собой продукт, рекомендованный к испытаниям в конкретной системе. В других системах специалист в данной области техники может выбрать другой продукт исходя из конкретных характеристик указанной системы.

Все композиции и способы, описанные и заявленные в настоящем документе, могут быть изготовлены и выполнены без излишней экспериментальной работы исходя из настоящего описания. Хотя настоящее изобретение может быть реализовано во многих различных формах, в настоящем документе подробно описаны конкретные предпочтительные варианты реализации настоящего изобретения. В настоящем описании сформулированы принципы настоящего изобретения, и описание не предназначено ограничивать настоящее изобретение конкретными вариантами реализации, приведенными в качестве примеров.

Любые диапазоны, указанные в абсолютных обозначениях или в относительных обозначениях, предназначены включать оба варианта, а любые определения, приведенные в настоящем описании, предназначены для разъяснения, а не для ограничения. Несмотря на то, что числовые диапазоны и параметры, описывающие широкий объем настоящего изобретения, являются приблизительными, числовые значения, приведенные в конкретных примерах, указаны настолько точно, насколько это возможно. Любое числовое значение, однако, содержит в себе определенные ошибки, неизбежно возникающие в результате стандартного отклонения при измерении соответствующих значений в ходе испытания. Кроме того, все диапазоны в настоящем описании следует понимать как включающие любой и все поддиапазоны (включая все дробные и целые величины), составляющие указанные диапазоны.

Кроме того, настоящее изобретение включает любые и все возможные комбинации некоторых или всех из различных вариантов реализации, описанных в настоящем документе. Любые и все патенты, заявки на патенты, научные статьи и другие ссылочные материалы, упомянутые в настоящей заявке, а также любые ссылочные материалы, упомянутые в настоящей заявке и в родовых или продолжающих патентах или заявках на патенты, полностью включены в настоящую заявку посредством ссылок. Следует также понимать, что различные изменения и модификации предпочтительных сегодня вариантов реализации, описанных в настоящем документе, будут понятны специалисту в данной области техники. Такие изменения и модификации можно сделать, не отклоняясь от объема и сущности настоящего изобретения и не уменьшая его намеченных преимуществ. Поэтому предполагается, что такие изменения и модификации входят в объем приложенной формулы изобретения.

1. Композиция для разрушения эмульсии, содержащей воду и нефть, причем указанная композиция содержит:
катионное поверхностно-активное вещество, представляющее собой галогенид алкиламмония, и амфотерное бетаиновое поверхностно-активное вещество, при этом галогенид в указанном катионном поверхностно-активном веществе не включает хлор.

2. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что катионное поверхностно-активное вещество, представляющее собой галогенид алкиламмония, включает н-октилтриметиламмония бромид.

3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанное амфотерное бетаиновое поверхностно-активное вещество включает кокоаминопропионовую кислоту.

4. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанное амфотерное бетаиновое поверхностно-активное вещество включает кокоаминопропионовую кислоту, а указанное катионное поверхностно-активное вещество, представляющее собой галогенид алкиламмония, включает н-октилтриметиламмония бромид.

5. Композиция по п.1, дополнительно включающая органический растворитель, воду или любую их комбинацию.

6. Композиция по п.5, отличающаяся тем, что органический растворитель включает спирт, простой эфир, ароматическое соединение или любую комбинацию указанных соединений.

7. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанная композиция содержит от 100 ppm до 20000 ppm поверхностно-активного вещества.

8. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанная эмульсия представляет собой эмульсию, полученную при повышении нефтеотдачи путем нагнетания воды с поверхностно-активным веществом и полимером.

9. Способ разрушения эмульсии, содержащей нефть и воду, причем указанный способ включает введение в эмульсию смеси катионного поверхностно-активноговещества, представляющего собой галогенид алкиламмония, и амфотерного бетаинового поверхностно-активного вещества, при этом галогенид в указанном катионном поверхностно-активном веществе не включает хлор.

10. Способ по п.9, отличающийся тем, что указанное катионное поверхностно-активное вещество, представляющее собой галогенид алкиламмония, включает н-октилтриметиламмония бромид.

11. Способ по п.9, отличающийся тем, что указанное амфотерное бетаиновое поверхностно-активное вещество включает кокоаминопропионовую кислоту.

12. Способ по п.9, дополнительно включающий введение в эмульсию полимерного неионного поверхностно-активного вещества.

13. Способ по п.12, отличающийся тем, что соотношение смеси катионного поверхностно-активного вещества, представляющего собой галогенид алкиламмония, и амфотерного бетаинового поверхностно-активного вещества к полимерному неионному поверхностно-активному веществу, при добавлении его к эмульсии, в массовом соотношении составляет от 9:1 до 1:2.

14. Способ по п.13, отличающийся тем, что полимерное неионное поверхностно-активное вещество и указанную смесь вводят в эмульсию одновременно.

15. Способ по п.9, отличающийся тем, что эмульсия представляет собой добытую эмульсию, полученную при повышении нефтеотдачи путем нагнетания воды с поверхностно-активным веществом и полимером.

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.

Применение алкоксилированных полиалканоламинов для деэмульгирования эмульсий типа "масло в воде" // 2498841

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.

Способ разделения смесей двух несмешивающихся жидкостей типа масло-в-воде // 2492905

Изобретение относится к технологии разделения смесей двух несмешивающихся жидкостей типа масло в воде и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей, нефтехимической, химической, пищевой отраслях промышленности для разделения смесей сырой нефти и нефтепродуктов, а также органических растворителей и растительных масел с водой.

Способ разделения эмульсий сырой нефти // 2476254

Изобретение относится к деэмульгаторам эмульсий вода-в-масле, имеющим низкую токсичность, для использования в разрушении эмульсий в сырой нефти. .

Способ обезвоживания спиртосодержащей смеси // 2426716

Изобретение относится к химической технологии, конкретно к способу обезвоживания спиртосодержащих смесей с содержанием одноатомного спирта (спиртов) с числом атомов углерода от трех до пяти.

Способ подготовки к переработке стойких ловушечных водонефтяных эмульсий // 2318865

Способ разрушения стабилизированных эмульсий // 2288771

Изобретение относится к коллоидной химии, конкретно к разрушению водно-органических эмульсий, и может быть использовано в пищевой промышленности и биотехнологии, а также для очистки воды от масел, жиров, топлив, нефтепродуктов и других органических примесей.

Способ обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважин // 2266311

Изобретение относится к охране окружающей природной среды и может быть использовано на нефтяных месторождениях для обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин при добыче нефти, в частности к обезвреживанию и утилизации продуктов кислотных ОПЗ скважин.

Способ обессоливания и обезвоживания тяжелой вязкой нефти и ловушечного нефтепродукта // 2230771

Изобретение относится к технологии подготовки нефти к переработке, а именно к обессоливанию и обезвоживанию нефти, и может быть использовано на установках первичной переработки нефти и дистилляции.

Способ разрушения устойчивых концентрированных маслосодержащих эмульсий (варианты) // 2206367

Изобретение относится к химическим способам разрушения эмульсий и может быть использовано в технологиях утилизации смазочно-охлаждающих технологических средств.

Полиэпигалогидриновые обратные деэмульгаторы // 2586066

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)

Способ переработки отработанных смазочных материалов // 2599782

Настоящее изобретение относится к способу переработки отработанных смазочных материалов, который включает отгон воды и легких углеводородных фракций из исходного сырья, обработку сырья атмосферным воздухом и экстракцию алифатическим растворителем, при этом обработку атмосферным воздухом, с одновременным отгоном воды и легких углеводородных фракций, проводят при температуре 100-300°С и атмосферном давлении, а дальнейшую экстракцию масляных фракций алифатическим растворителем осуществляют при температуре 90-95°С, давлении 65-75 кг/см2 и массовом отношении растворителя и масла (4-5):1 соответственно. Техническим результатом предлагаемого изобретения является обеспечение достаточного уровня очистки отработанных смазочных материалов от металлосодержащих производных, содержащихся в присадках, обессмоливания и деасфальтизации, при одновременном получении компонентов нефтяных битумов, расширение ресурсной базы процессов вторичной переработки нефти - получение компонентов сырья установок каталитического крекинга и замедленного коксования, сокращение вредных выбросов и сбросов в окружающую среду, удешевление и упрощение процесса регенерации отработанных смазочных материалов. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 8 пр.

Устройство для разделения водонефтяной эмульсии // 2618269

Изобретение относится к устройствам для промыслового разделения водонефтяной эмульсии и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Устройство для разделения водонефтяной эмульсии включает неподвижный корпус 1, рубашку 2 с окнами 13, 14, размещенный в рубашке 2 перфорированный цилиндр 3, приводную ось 15, соединенную с перфорированным цилиндром 3, входной патрубок 4 подачи водонефтяной эмульсии и патрубок 5 подвода химического реагента. Рубашка 3 установлена внутри неподвижного корпуса 1 и жестко соединена с перфорированным цилиндром 3 с возможностью совместного вращения. Перфорация в цилиндре 3 выполнена виде четырех рядов радиальных отверстий 7, 8, 9, 10. Входной патрубок 4 для подачи водонефтяной эмульсии и патрубок 5 подвода химического реагента выполнены в виде неподвижного кругового патрубка 11, установленного напротив первого ряда 7 радиальных отверстий. Второй ряд 8 радиальных отверстий сообщается с пакетом тарелок 12'-12''''', наклоненных к цилиндру под углом 45° и размещенных внутри неподвижного корпуса 1, и жестко закрепленных на цилиндре 3 перед рубашкой 2. Каждая тарелка 12'-12''''' оснащена рядом сквозных отверстий 16'-16''''' на одинаковом радиусе от центра оси цилиндра 3, жестко соединенного с приводной осью 15. Диаметр тарелок 12'-12''''' увеличивается по ходу движения водонефтяной эмульсии. Первый 16 выходной патрубок неподвижного корпуса 1 сообщается с пространством 19 над пакетом тарелок 12'-12''''' через пространство 20 над рубашкой 2 для отвода тяжелых фракций водонефтяной эмульсии. Второй 17 выходной патрубок сообщается с пространством 21 под пакетом тарелок 12'-12''''' через пространство под рубашкой 2 и первое окно 13 рубашки 2 для отводя легких фракций водонефтяной эмульсии. Третий 18 выходной патрубок сообщается с пространством 22 под рубашкой 2 через третий ряд 9 радиальных отверстий цилиндра 3, пакет сеток 23, установленный внутри цилиндра 3, четвертый ряд 10 радиальных отверстий цилиндра 3 и второе окно 14 рубашки 2, жестко соединенное с четвертым рядом 10 радиальных отверстий цилиндра 3 для отвода газа. Изобретение позволяет повысить эффективность и качество разделения водонефтяной эмульсии, обеспечить надежность работы устройства с возможностью воздействия химическим реагентом до начала ее разделения под действием центробежных сил. 2 ил.

Способ разрушения водонефтяных эмульсий // 2621675

Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, преимущественно, на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке, для разделения водонефтяных эмульсий (ВНЭ). Способ разрушения водонефтяных эмульсий осуществляют путем приведения в контакт с водонефтяной эмульсией деэмульгирующей композиции, содержащей кубовые остатки производства спиртов, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ и растворитель, где в качестве кубовых остатков производства спиртов используют кубовые остатки производств бутиловых спиртов, масляных альдегидов, 2-этилгексанола, 2-этилгексановой кислоты, этилена-пропилена и этилбензола, имеющие следующий химический состав, мас. %: ди(2-этилгексиловый) эфир 4,60-4,98; 2,4-диэтил-1,3-октандиол 6,80-8,50; изомасляный альдегид 0,17-0,58; н-масляный альдегид 5,48-6,13; 2-этилгексановая кислота 6,08-6,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол 3,31-3,72; бутил-2-этилгексаноат 13,98-15,03; 2-этилгексил-2-этилгексаноат 2,57-2,81; бутилбутират 1,20-1,46; 2-этилгексилбутират 1,71-1,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол-диизобутират 0,45-0,53; ангидрид 2-этилгексановой кислоты 1,79-1,93; 2-этилгексанол 0,16-0,19; 2,4-дипропил-5-этил-1,3-диоксан 0,28-0,56; Σ неидентифицированных высококипящих компонентов до 100; при этом в качестве НПАВ используют НПАВ, выбранный из ряда блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда модифицированных блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда оксиэтилированных фенольных или фенолформальдегидных смол, а в качестве растворителя - низкомолекулярные спирты или ароматические углеводороды в смеси с изопропиловым спиртом в объемном соотношении (5-7):1 соответственно, при следующем соотношении компонентов, об.%: указанный кубовый остаток 5-12, указанное НПАВ 38-45, растворитель остальное, причем суммарное количество указанного кубового остатка и указанного НПАВ составляет 50 об.%. Технический результат - повышение эффективности разделения ВНЭ при пониженной температуре +8-10°С, с обеспечением при этом высокого качества отделившейся воды, за счет снижения содержания в ней нефти и твердых взвешенных частиц, в том числе для разнородных и смешанных водонефтяных эмульсий, а также для ВНЭ с повышенным содержанием парафина, при одновременном обеспечении при этом глубокого обезвоживания нефти (остаточное содержание воды в нефти меньше 0,5%). 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

Способ оптимизации дозирования деэмульгатора // 2632744

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для оптимизации дозирования деэмульгатора в процессе отделения от нефти воды в промысловых условиях. На трубопровод перед входом в сепаратор установки подготовки нефти устанавливают высокочастотный датчик волноводного типа, с помощью которого по отражению на границе раздела фаз нефть/вода получают текущие сигналы, соответствующие качественному состоянию остаточной воды в эмульсии в трубопроводе. Полученные текущие сигналы сравнивают с опорным сигналом, который задают соответствующим требуемому качественному состоянию остаточной воды в эмульсии. По результату сравнения сигналов корректируют количество деэмульгатора, подаваемого в трубопровод до достижения текущего сигнала, равного опорному. Технический результат: возможность устранения в автоматическом режиме передозировки деэмульгатора при изменении физико-химических параметров эмульсии, в том числе ее вязкости. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Композиция для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий // 2646609

Изобретение относится к области подготовки и переработки нефти, а именно к композициям для глубокого обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий. Разработана композиция для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, которая включает смесь оксиэтилированной алкилфенолформальдегидной смолы формулы (1) (компонент А), где R - изононил, m - 2-6, n - 4-10, и реагент ХТ-420 (компонент В) представляет собой смесь полиоксипропиленполиола мольной массы 3000 и 2-(8-гептадецинил-1-[β-гидроксиэтил])-2-имидозолин и растворитель при следующем соотношении компонентов, % масс.: оксиэтилированная алкилфенолформальдегидная смола (компонент А) 40-49, реагент ХТ-420 (компонент В) 1-10, и растворитель до 100. В качестве растворителя используют бинарный растворитель, представляющий собой смесь толуола и изопропилового спирта в соотношении 1:1. Результаты испытаний эффективности разрушения водонефтяных эмульсий различных нефтей, отличающихся физико-химическими показателями при применении разработанного деэмульгатора, показали, что он обладает высокой деэмульгирующей эффективностью и универсальностью при заявленных соотношениях компонентов. (1)1 з.п. ф-лы, 4 табл.