способ получения деэмульгатора

Формула изобретения

1. Способ получения деэмульгатора путем смешения растворителя, антикоррозионной добавки и блоксополимеров окисей алкиленов на основе многоатомного спирта и/или амина, отличающийся тем, что в качестве блоксополимеров используют смесь двух блоксополимеров окисей алкиленов, полученных оксиалкилированием многоатомного спирта и/или амина, при соотношении оксида этилена и оксида пропилена, мас.%:

Оксид этилена - 20-80

Оксид пропилена - 80-20

при массовом содержании в смеси блоксополимера с более высоким содержанием оксида этилена от 30 до 70 мас.%, при следующем соотношении компонентов деэмульгатора, мас.%:

Растворитель - До 100

Антикоррозионная добавка - 5-20

Смесь блоксополимеров - 40-60

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве многоатомного спирта используют диэтиленгликоль, дипропиленгликоль, а в качестве амина используют триэтаноламин, тетраизопропанолэтилендиамин.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве антикоррозионной добавки используют тетрагидро-1,4-оксазин или высококипящие фракции М-2 - ингибитор, получаемые из отходов производства морфолина из диэтиленгликоля и аммиака.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способу получения деэмульгатора для процессов обезвоживания и обессоливания нефти на нефтепромыслах и на нефтеперерабатывающих предприятиях.

В процессе добычи и транспортировки нефти происходит интенсивное перемешивание воды с нефтью, что приводит к образованию эмульсий с различной устойчивостью. Причем устойчивость большинства эмульсий типа В/Н со временем возрастает. Поэтому от того, как подготовлена нефть в районах ее добычи, зависят эффективность и надежность работы магистральных трубопроводов, теплообменной и нефтеперегонной аппаратуры НПЗ.

В зависимости от своего происхождения нефти имеют различный состав. Природные стабилизаторы эмульсии имеют сложное и различное строение. Известно, что основными стабилизаторами нефтяных эмульсий являются коллоиднодиспергированные в нефти в виде мицелл асфальтосмолистые вещества. Они образуют на поверхности капель воды прочную гидрофобную пленку, которая и препятствует коалесценции капель воды, их укрупнению и осаждению. Наиболее эффективно разрушение бронирующих оболочек осуществляется под воздействием поверхностно-активных веществ, которые являются высокоэффективными деэмульгаторами. Механизм действия деэмульгаторов сводится к дробящему, пептизирующему и вытесняющему действию веществ, входящих в состав бронирующих оболочек, с поверхности капель и их замене адсорбционным слоем, сформированным из молекул ПАВ, не обладающих структурно-механическими свойствами. При этом капли могут коалесцировать при последующем столкновении в турбулентном потоке.

Наибольшим деэмульгирующим действием из всех известных классов ПАВ обладают неионогенные поверхностно-активные вещества. Среди последних наиболее эффективными и универсальными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются блоксополимеры окисей алкиленов - пропилена или бутилена (гидрофобная часть) и этилена (гидрофильная часть молекулы). Однако деэмульгаторы указанного класса (Dissolvan 4411 и др.) являются малоэффективными при использовании их на нефтеперерабатывающих предприятиях в процессах глубокого обессоливания и обезвоживания тяжелых сернистых нефтей и их смесей. Одной из причин низкой эффективности деэмульгаторов на основе блоксополимеров окисей алкиленов является низкая температура помутнения: при использовании указанных деэмульгаторов при температурах подготовки нефтей, значительно превышающих температуры помутнения деэмульгаторов (как правило, при температурах 60-130^oС), следует учитывать, что при температуре помутнения происходит дегидратация молекул деэмульгатора и его деэмульгирующая активность снижается.

Кроме этого, для проявления эффективных деэмульгирующих свойств блоксополимеры окисей алкиленов должны обладать рядом свойств (смачивающие, диспергирующие, поверхностно-активные и т.д.), обеспечить которые при синтезе конкретного вида блоксополимера довольно сложно. Поэтому проблема создания эффективного деэмульгатора решается путем составления смесей неионогенных поверхностно-активных веществ, обладающих синергетическим действием при подготовке смесей различных нефтей.

Известен способ получения деэмульгатора - смеси блоксополимеров, оксиэтилированного полипропиленгликоля, получаемого алкоголятной полимеризацией окиси пропилена на пропиленгликоле (или этиленгликоле) с последующей концевой сополимеризацией с окисью этилена при нагревании и в присутствии гидроксида калия (ТУ 6-65-54-91 "Реапон-4В"; Постоянный технологический регламент опытно-промышленного производства Реапон-4В).

Деэмульгатор, полученный указанным способом, не обладает высокой деэмульгирующей активностью при обработке различных типов нефтей. Кроме того, при обезвоживании образуется значительное количество промежуточного слоя, что усложняет процесс деэмульсации и снижает качество нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является деэмульгатор, содержащий смесь известных выпускаемых отечественной промышленностью полиэфиров - блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе глицерина - Лапрол 5003-2-Б10, Лапрол 5003-2-15, Лапрол 6003-2Б-18, Лапрол 4503, Лапрол 3003, Лапрол 3603-2-12, блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе гликолей - Лапрол 4202-Б-30, Лапрол 5002-2Б-30, блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин-157, Дипроксамин-157-65М, с азотсодержащим соединением - триэтаноламин, диэтиламин и т.д. (Патент РФ 2152425, МКИ С 10 G 33/04, 1999 г.)

Однако деэмульгатор, полученный этим способом, не обеспечивает удовлетворительное обезвоживание тяжелых сернистых нефтей татарстанских месторождений. Другим существенным недостатком указанных деэмульгаторов является их низкая температура помутнения, что не позволяет эффективно использовать указанные деэмульгаторы в процессах нефтепереработки.

Задачей данного изобретения является разработка способа получения деэмульгатора, который при низких удельных расходах обеспечивал бы получение требуемого качества подготовки тяжелых сернистых нефтей при обезвоживании на местрождениях и не терял бы эффективность в процессах обессоливания при более высоких температурах, обеспечивая снижение количества промежуточного слоя при улучшении качества дренажных вод.

Поставленная задача решается тем, что по предлагаемому способу процесс получения деэмульгатора проводят путем смешения растворителя, антикоррозионной добавки и блоксополимеров окисей алкиленов на основе многоатомного спирта и/или амина, причем в качестве блоксополимеров используют смесь двух блоксополимеров окисей алкиленов, полученных оксиалкилированием многоатомного спирта и/или амина при соотношении оксида этилена и оксида пропилена, мас.%:

Оксид этилена - 20-80

Оксид пропилена - 80-20

при массовом содержании в смеси блоксополимера с более высоким содержанием оксида этилена от 30 до 70 мас.%, при следующем соотношении компонентов деэмульгатора, мас.%:

Растворитель - До 100

Антикоррозионная добавка - 5-20

Смесь блоксополимеров - 40-60

В качестве многоатомного спирта используют диэтиленгликоль (ДЭГ), дипропиленгликоль (ДПГ), а в качестве амина используют триэтаноламин (ТЭА), тетраизопропанолэтилендиамин (ТИПЭД).

В качестве антикоррозионной добавки при получении деэмульгатора используют тетрагидро-1,4-оксазин или высококипящие фракции М-2 (ингибитор), получаемые из отходов производства морфолина из диэтиленгликоля и аммиака.

В качестве растворителя используют спирты - метанол, этанол, изопропанол или их водные смеси в соотношении спирт:вода, равным 4:1-1:1 соответственно; ароматические растворители - нефрас А 120/200 (ТУ 38.101809-90), толуол (ГОСТ 5789), этиленгликоль.

Процесс получения смеси блоксополимеров проводят путем оксиалкилирования многоатомного спирта и/или амина в присутствии гидроксидов щелочных металлов при высоких температуре и давлении.

Амины - триэтаноламин (ТЭА) и тетраизопропанолэтилендиамин (Лапромол 294) (ТИПЭД) выпускаются в промышленных условиях.

При сопоставлении существенных признаков изобретения с таковыми прототипа выявлено, что они не описаны в прототипе, следовательно, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "новизна".

Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию "промышленная применимость" приводим описание способа получения деэмульгатора.

Пример 1

В реактор загружают 200 г диэтиленгликоля (ДЭГ), 22 г КОН, вакуумируют, нагревают до 80^oС, перемешивают, после чего доводят температуру до 110^oС и начинают подавать оксид пропилена в количестве 7,3 кг. Процесс оксипропилирования ведут при температуре (1155)^oС и давлении не более 6,0 кгс/см². После подачи оксида пропилена реакционную массу выдерживают до полного срабатывания оксида пропилена и падения давления до 2,0 кгс/см², после чего оксипропилированный продукт оксиэтилируют, добавляя 3,9 кг оксида этилена. Процесс оксиэтилирования идет при температуре (1155)^oС и давлении не более 6,0 кгс/см². Молекулярная масса полученного блоксополимера - ~ 6000 у.е., соотношение оксида пропилена и оксида этилена - 65 и 35% соответственно.

Примеры 2-8

Процесс получения блоксополимеров аналогичен описанному в примере 1, но в качестве стартового вещества используют диэтиленгликоль (ДЭГ), дипропиленгликоль (ДПГ), триэтаноламин (ТЭА), тетраизопропанолэтилендиамин (ТИПЭД) (Лапрол 294), изменяя соотношение оксида пропилена и оксида этилена согласно таблице 1.

Деэмульгатор готовят смешением компонентов. Состав приготовленных образцов деэмульгатора приведен в таблице 2.

Полученные образцы деэмульгаторов испытывают на деэмульгирующую активность при удельном расходе 10 и 30 г/т нефти и температуре 40^oС и температуре помутнения 1%-ного водного раствора.

Испытания на деэмульгирующую активность проводят на искусственной эмульсии 40%-ной обводненности, приготовленной на прикамской нефти и модели пластовой воды. Нефть плотностью 0,875 г/см³ отобрана из скважины 941. Минерализация модели пластовой воды составляет 200 г/дм³. В исследуемую нефтяную эмульсию дозируют 1%-ный раствор деэмульгатора, перемешивая в течение 10 мин с интенсивностью 60 об/мин. По окончании перемешивания эмульсию термостатируют в течение 2 часов при 40^oС и измеряют количество свободно выделившейся воды. Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТ 14870 методом Дина-Старка.

Температуру помутнения 1%-ного водного раствора деэмульгатора определяют следующим образом. Готовят 1%-ный водный раствор деэмульгатора в хозпитьевой воде с солесодержанием 250-350 мг/дм³, медленно нагревают исследуемый раствор в химическом стакане до появления отчетливого помутнения, отмечают соответствующую температуру, охлаждают до приобретения раствором прозрачности и снова нагревают, отмечая температуру. Операцию повторяют 3 раза для расчета среднеарифметического значения.

Результаты испытаний приведены в таблице 3.

Из приведенных в таблице данных видно, что заявленный состав деэмульгаторов является эффективным и позволяет осуществлять глубокое обезвоживание нефти.

Деэмульгатор, полученный по предлагаемому способу, при использовании в промышленных условиях на установке ЭЛОУ при подготовке тяжелых сернистых нефтей татарстанских месторождений при удельных расходах 3-7 г/т перерабатываемой нефти обеспечил эффективность обессоливания и обезвоживания более 92% и 100% соответственно. При этом содержание нефтепродуктов в дренажных водах не превышает 50 мг/дм³.

Для испытаний подготавливалась смесь прикамской и ромашкинской нефтей со следующими показателями: плотность - 0,871-0,867 г/см³; содержание серы - 1,7-1,9 мас. %; количество свежей воды при промывке нефти - 4-5 мас.%, температура - 120-130^oС.

Результаты испытаний приведены в таблице 4.