деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий

Формула изобретения

Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий, включающий блоксополимер окисей этилена и пропилена и растворитель, отличающийся тем, что в качестве блоксополимера окисей этилена и пропилена он содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1 - 40 и окиси пропилена 60 - 99 и с мол.м. 3000 - 6000 у.е. при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1 - 40 и окиси пропилена 60 - 99 и мол.м. 3000 - 6000 у.е. - 20 - 90

Растворитель - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области подготовки нефти, а именно к средствам для разрушения водонефтяных эмульсий парафинистых нефтей, и может быть использовано для обезвоживания и обессоливания нефти.

Известен деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий, представляющий собой смесь блоксополимеров окисей этилена и пропилена общей формулы HO(C₂H₄O)_n(C₃H₆O)_m (C₂H₄O)_nH, где m = 55, 2n = 31 (ТУ 6-55-54-97). Однако данный деэмульгатор не обладает защитным эффектом от асфальтено-смоло-парафиновых отложений.

Известен деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий, представляющий собой состав на основе блоксополимера окисей этилена и пропилена и 50%-ного раствора оксиэтилированной алкилфенолдиоксановой смолы в ароматическом растворителе или смесь указанных компонентов с растворителем (пат. РФ N 2096438, МКИ C 09 K 3/00, E 21 B 37/06, 1998). Данный деэмульгатор недостаточно эффективен для разрушения высокообводненных нефтяных эмульсий, содержащих асфальтены, смолы и парафины.

Кроме того, деэмульгатор не позволяет решать проблему очистки сточных вод в процессе подготовки нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий, включающий блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина в растворителе - (товарное название Дипроксамин-157-65М) - (ТУ 38.101.1128-87). Однако известный деэмульгатор неэффективен для разрушения высокообводненных нефтяных эмульсий, содержащих асфальтены, смолы и парафины, и не позволяет решать проблему очистки сточных вод в процессах предварительной подготовки нефти.

В основу настоящего изобретения положена задача создания эффективного деэмульгатора для разрушения высокообводненных нефтяных эмульсий, содержащих асфальтены, смолы и парафины, и позволяющего решать проблему очистки сточных вод.

Поставленная задача решается так, что деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий, включающий блоксополимер окисей этилена и пропилена и растворитель, в качестве блокосополимера окисей этилена и пропилена содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1-40 и окиси пропилена 60-99 и мол.м. 3000-6000 у.е. при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Блоксополимер окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-6000 у.е. - 20 - 90

Растворитель - Остальное

Блоксополимеры окисей этилена и пропилена на основе глицерина с содержанием звеньев окиси этилена 1-40 и окиси пропилена 60-90 и мол.м. 3000-6000 у. е. получают известным путем (пат. США N 3699051, МКИ B 01 D 17/04, 1972; Н. Шенфельд "Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена", Москва, Химия, 1982, 752 с.). Физико-химические характеристики блоксополимеров, используемых для приготовления деэмульгатора, представлены в таблице.

В качестве растворителя в предлагаемом деэмульгаторе могут быть использованы, например, метанол (МС) по ГОСТ 2222-78, или этанол (ЭС) ГОСТ 18300-87, или изопропанол (ИПС) ГОСТ 9805-84, или толуол ГОСТ 5789-78, или этиленбензольную фракцию (ЭБФ) по ТУ 6-01-10-37-78, или бутилбензольную фракцию (ББФ) по ТУ 38-10297-78, или ксилольную фракцию (КФ) по (по ксилолу ГОСТ 9410-78), или нефрас Ap 120/200 по ТУ 38.101809-90, или моноэтиловый эфир этиленгликоля (МЭЭЭГ) по ТУ 6-09-3222-79, или моноэтиловый эфир диэтиленгликоля (МЭЭДЭГ) по ТУ 6-01-575783-6-89, или монобутиловый эфир этиленгликоля (МБЭЭГ) ТУ 6-01-646-84, или монобутиловый эфир диэтиленгликоля (МБЭД ЭГ), или их смеси с водой.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия предлагаемого решения критерию "промышленная применимость" приводили конкретные примеры приготовления деэмульгатора.

Пример 1 (предлагаемый).

К 20 г блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 6000 и числом звеньев окиси этилена 30 и окиси пропилена 70 добавляют 80 г моноэтилового спирта этиленгликоля и тщательно перемешивают при температуре 40-50^oC до однородного состояния.

Пример 2 - 15 выполняют аналогично примеру 2, изменяя качественное и количественное соотношение компонентов.

Пример 16 (прототип).

Полученные составы представляют собой жидкости от бесцветного до желтого цвета с d = 0,900, не более 60 сСт.

0,999 г/см³;

температурой застывания - 50 - 80^oC.

Испытания деэмульгаторов проводят как на естественной, так и на искусственной эмульсиях.

Физико-химическая характеристика нефтей:

Обводненность эмульсии, % - 70 - 75

Плотность при 20^oC, г/см³ - 0,876 - 0,896

Кинематическая вязкость, мм²/с при 20^oC - 22 - 26

Массовая доля, %:

серы - 1,31 - 2,60

асфальтенов - 3,22 - 4,00

силикатных смол - 5,78 - 7,41

парафинов - 2,76 - 5,83

В водонефтяную эмульсию дозируют испытываемый деэмульгатор и встряхивают на лабораторном встряхивателе Вагнера в течение 30 минут при комнатной температуре. Затем термостатируют при 40^oC в течение 2 часов и измеряют количество свободно выделившейся воды.

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

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

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

Диспергирование АСПО и отмыв поверхности. Эти две методики совмещены в одной лабораторной процедуре и проводятся в конической колбе, в которую помещают 50 мл пластовой воды, дозируют испытуемый реагент. В эту же колбу помещают парафиноотложения весом 0,5 г.

Содержимое колбы нагревают до расплавления парафина (60 - 90^oC), а затем охлаждают, перемешивая. После охлаждения до 20 - 25^oC замеряют величину частиц дисперсии парафина () и площадь рабочей поверхности колбы, не покрытой (замазанной) парафиноотложениями (S).

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

При оценке метода отмыва АСПО с поверхности результат считается отличными, если доля отмыва от АСПО поверхности S, % составляет 90-100, хорошим - 89-90, удовлетворительным - 50-80 и плохо < 50.

Степень очистки сточных вод определяют по методике, описанной в ОСТ 39-133-81 "Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде", и оценивают по содержанию нефти в сточной воде.

Результаты испытаний деэмульгирующей эффективности, эффекта ингибирования асфальтено-смоло-парафиновых отложений и степени очистки сточных вод предложенного деэмульгатора и прототипа представлены в таблице.

Анализ данных, приведенных в таблице, показывает, что предложенный деэмульгатор обладает более высоким деэмульгирующим эффектом и ингибирующим эффектом от асфальтено-смоло-парафиновых отложений по сравнению с прототипом. Кроме того, он позволяет увеличить степень очистки сточных вод.