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 на основе глицерина с молекулярной массой 6000 у.е., оксиалкилированную полиэфирную смолу и растворитель, отличающийся тем, что в качестве оксиалкилированной полиэфирной смолы содержит диэпоксид Н-101 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Блоксополимер окисей этилена и пропилена,

указанный выше 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 на основе глицерина, а также оксиалкилированную смолу L-5001 и растворитель (патент РФ №2152976, МПК С 10 G 33/04, В 01 F 17/42, опубл. 20.07.2000 г.). Состав недостаточно эффективен при разрушении высокосмолистых эмульсий угленосного горизонта.

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 С 10 G 33/04, опубл. 10.07.2000 г.). Однако такой состав обеспечивает глубину обезвоживания естественных эмульсий при больших удельных расходах (50-75 г/тн нефти) и недостаточно эффективен при разрушении высокосмолистых эмульсий угленосного горизонта.

Кроме того, упомянутые составы или не решают, или решают в недостаточной степени проблему очистки сточных вод в процессах подготовки нефти.

Задачей изобретения является создание высокоэффективного состава для разрушения высокосмолистых водонефтяных эмульсий угленосного горизонта и защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО при одновременном повышении степени очистки сточных вод в процессах подготовки нефти.

Поставленная задача решается разработкой и использованием состава для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено-смолопарафиновых отложений, включающего блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина, оксиалкилированную полиэфирную смолу и растворитель. Причем в качестве блоксополимера он содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 6000 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 качестве оксиалкилированной полиэфирной смолы используют диэпоксид Н-101 (паспорт фирмы “-Chem”, США).

В качестве блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 6000 у.е. используется Лапрол 6003-2Б-18 - простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена (ТУ 2226-020-10488057-94).

В качестве растворителей могут быть использованы растворители (или их смеси):

сольвент нефтяной тяжелый нефрас А120/200 (ТУ 38.1018 09-90)

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)

Предлагаемый состав получают простым смешением компонентов.

Пример получения состава.

В круглодонную колбу, снабженную мешалкой и термометром, загружают 30 г простого полиэфира марки Лапрол 6003-2Б-18, 10 г диэпоксида Н-101 и 60 г нефтяного нефраса А130/150. Смесь перемешивают в течение 15 минут при температуре 45-50°С.

Образцы составов приведены в таблице 1.

Получение остальных образцов, представленных в таблице 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 - 0,90-0,96 г/см³, кинематическая вязкость при 20°С в пределах 25-60 мм²/сек.

Испытания деэмульгирующей эффективности проводятся на нефтях со следующими физико-химическими свойствами: плотность при 20°С - 0,882-0,890 г/см³; кинематическая вязкость при 20°С - 32,5-38,95 мм²/сек; массовая доля, %: серы - 2,50-2,85, асфальтенов - 4,60-6,60, смол - 30,5-41,0, парафинов - 2,40-4,80, обводненность - 45-55%, плотность пластовой воды при 20°С - 1,01-1,04 г/см³.

В навеску водонефтяной эмульсии дозируют испытываемый деэмульгатор, встряхивают в течение 5 минут и выставляют на статический отстой с термостатированием при 38-40°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 200 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 0,1-3 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 таблице 2.

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. Полученные результаты приведены в таблице 2.

Представленные данные показывают, что предлагаемый состав является высокоэффективным составом для разрушения высокосмолистых водонефтяных эмульсий угленосного горизонта и защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО при одновременном повышении степени очистки сточных вод в процессах подготовки нефти. Изменение содержания компонентов от заявленных пределов снижает его эффективность и отрицательно влияет на очистку сточных вод.