состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено- смолопарафиновых отложений

Формула изобретения

Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено-смолопарафиновых отложений, включающий блоксополимер окисей этилена и пропилена, оксиалкилированную полиэфирную смолу и растворитель, отличающийся тем, что в качестве блоксополимера окисей этилена и пропилена он содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе сорбита с массовым содержанием окиси этилена 26-33% и окиси пропилена 67-74% и молекулярной массой 20000-30000 у.е., а в качестве оксиалкилированной полиэфирной смолы - диэпоксид Н-101 при следующем соотношении компонентов, мас.%: блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе сорбита с массовым содержанием окиси этилена 26-33% и окиси пропилена 67-74% и молекулярной массой 20000-30 000 у.е. 30-45; диэпоксид Н-101 2-20; растворитель - остальное.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано для обезвоживания и обессоливания нефти с одновременной защитой оборудования от асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти и ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений, содержащий блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина, а также оксиалкилированную смолу L-5001 и растворитель (патент РФ №2152976, МПК C 10 G 33/04, В 01 F 17/42, опубл. 20.07.2000 г.). Состав недостаточно эффективен при разрушении эмульсий нефтей угленосного горизонта с большим содержанием высокоплавких парафинов и высокоминерализованной пластовой воды.

Наиболее близким предлагаемому изобретению является состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО, включающий блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина, оксиалкилированную полиэфирную смолу Диссолван 3264 и растворитель (патент РФ №2152424, МПК C 10 G 33/04, опубл. 10.07.2000 г.). Однако такой состав недостаточно эффективен при разрушении эмульсий нефтей угленосного горизонта с большим содержанием высокоплавких парафинов и высокоминерализованной пластовой воды и обеспечивает глубину обезвоживания естественных эмульсий при больших удельных расходах (50-75 г/т нефти).

Задачей изобретения является создание высокоэффективного состава для разрушения эмульсий нефтей угленосного горизонта с большим содержанием высокоплавких парафинов и высокоминерализованной пластовой воды, защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО при одновременном снижении его удельного расхода.

Поставленная задача решается разработкой состава для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено-смолопарафиновых отложений, включающего блоксополимер окисей этилена и пропилена, оксиалкилированную полиэфирную смолу и растворитель. Причем в качестве блоксополимера он содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе сорбита с массовьм содержанием окиси этилена - 26-33% и окиси пропилена - 67-74% и мол.м. 20000-30000 у.е., а в качестве оксиалкилированной полиэфирной смолы - диэпоксид Н-101 при следующем соотношении компонентов, мас.%: блоксополимер окисей этилена и пропилена, указанный выше, - 30-45; диэпоксид Н-101 - 2-20; растворитель - остальное.

В табл.1 представлены составы с различным соотношением компонентов в соответствии с заявленными интервалами, в табл.2 - результаты испытаний заявляемого состава.

Используемый блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе сорбита (далее БС-С) - простой полиэфир - получают известньм способом (United States Patent, №5998327; Deutsches Patent - und Markenamt, DE 19730467 A1, B 01 J 27/26; Deutsches Patent - und Markenamt, DE 19928156 A1, C 08 G 18/48).

В качестве оксиалкилированной полиэфирной смолы используют диэпоксид Н-101 (паспорт фирмы “p-Chem”, США).

В качестве растворителей могут быть использованы

- ароматические растворители или их смеси - сольвент нефтяной тяжелый нефрас А 120/200 (ТУ 38.101809-90); сольвент нефтяной нефрас А130/150 (ГОСТ 10214-78); толуол (ГОСТ 5789-78); этилбензольная фракция (ЭБФ) (ТУ 38.30225-81); бутилбензольная фракция (ББФ) (ТУ 38.10297-76);

- метиловый спирт (ГОСТ 2222-78);

- смесь метилового спирта с ароматическими растворителями.

Предлагаемый состав получают простым смешением компонентов.

Пример получения состава

В круглодонную колбу, снабженную мешалкой и термометром, загружают 35 г БС-С, 15 г диэпоксида Н-101, 30 г нефтяного нефраса А 130/150 и 20 г метилового спирта. Смесь перемешивают в течении 15 минут при температуре 45-50°С.

Получение остальных образцов, представленных в табл.1, осуществляют аналогично, варьируя соотношения компонентов в соответствии с заявленными интервалами.

Полученные составы представляют собой однородные прозрачные подвижные жидкости от бесцветного до светло-коричневого цвета, плотность при 20°С 0,9-0,98 г/см³, кинематическая вязкость при 20°С 20-60 мм²/сек.

Испытания деэмульгирующей активности проведены на реальных нефтях угленосного горизонта со следующими физико-химическими свойствами:

плотность при 20°С - 0,84-0,86 г/см³;

кинематическая вязкость при 20°С - 8-15 мм /сек;

массовая доля серы 1-1,5%;

асфальтенов - 0,2-0,7%;

силикагелевых смол - 0,5-0,7%;

общее содержание парафинов - 15-30%;

парафинов с температурой плавления 63-67°С - 3,5-7%;

обводненность - 45-55%;

общая минерализация пластовой воды - 255-265 г/л;

плотность пластовой воды при 20°С - 1,16-1,18 г/см³.

В навеску водонефтяной эмульсии дозируют испытываемый деэмульгатор, встряхивают в течение 5 минут и выставляют на статический отстой с термостатированием при 60-65°С. Через 2 часа замеряют остаточную обводненность нефтяной фазы по ГОСТ 14870-77. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Определение эффективности защитного действия от АСПО проводят по следующей методике: в коническую колбу емкостью 250 мл помещают 25 мл пластовой воды общей минерализации 260 г/л и дозируют в нее 5 мкл реагента. Затем в колбу помещают 1,25 г АСПО и нагревают на водяной бане до полного расплавления отложений, осторожно перемешивая содержимое колбы вращением. После этого смесь в колбе охлаждают под струей воды до 12-14°С, встряхивая ее круговыми движениями. При этом фиксируют диспергирование АСПО, налипание и замазывание ими стенок колбы.

Диспергирование: результаты считаются отличными при величине частиц АСПО 0,1-0,3 мм (100%), хорошими - 0,1-5 мм (50-70%), удовлетворительными - 0,1-7 мм (30-50%), выше 7 мм - неудовлетворительными.

Налипание АСПО на стенки стеклянной конической колбы в % от рабочей поверхности: результат отличный, если налипание составляет до 5%, хороший - до 10%, удовлетворительный - до 40%, неудовлетворительный - выше 40%.

Замазывание стенок колбы в % от рабочей поверхности: результат отличный, если замазывание не более 5%, хороший - до 20%, удовлетворительный - до 50%, неудовлетворительный - более 50%.

Полученные результаты приведены в табл.2.

Данные экспериментов показывают, что предлагаемый состав проявляет высокую эффективность при разрушении эмульсий нефтей угленосного горизонта с большим содержанием высокоплавких парафинов и высокоминерализованной пластовой воды, защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО при одновременном снижении его удельного расхода.

Изменение содержания БС-С и диэпоксида Н-101 от заявленных пределов снижает комплексную эффективность состава, характеризуемую глубиной обезвоживания нефти, скоростью отделения воды, а также приводит к ухудшению физико-химических характеристик состава, например температуры застывания и вязкости.