способ повышения эффективности деэмульгаторов водонефтяных эмульсий

Формула изобретения

Способ повышения эффективности товарных форм деэмульгаторов водонефтяных эмульсий, отличающийся тем, что товарную форму деэмульгатора готовят с использованием бинарного растворителя, состоящего из углеводорода и растворимого в нем спирта, при такой концентрации спирта и активной части реагента в растворителе, при которой в нефти обеспечивается образование критической эмульсии с коацерватной фазой из содержащихся в деэмульгаторе высокомолекулярных соединений, что фиксируется по резкому повышению оптической плотности растворов деэмульгатора в гексане, при этом реализуется дополнительный высокоэффективный механизм деэмульгирования, связанный с экстракцией содержащихся в нефти природных эмульгаторов коацерватной фазой деэмульгатора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для увеличения скорости и глубины разделения водонефтяных эмульсий с помощью деэмульгаторов. Поскольку стоимость деэмульгаторов достаточно велика (1,5-2,5 тыс. долларов за тонну), то проблема снижения их расхода за счет повышения эффективности весьма актуальна.

Обычно повышения эффективности деэмульгаторов добиваются путем выявления химических соединений, обладающих более высокой деэмульгирующей способностью, либо поиском составов композиционных деэмульгаторов из нескольких химических соединений с синергетическим эффектом между ними. Примерами решения данной проблемы таким способом являются патенты [1-3].

Аналогом предлагаемого способа является способ [4], в котором повышение эффективности поставляемых на промысел товарных форм деэмульгаторов достигается путем воздействия на них электромагнитного поля строго определенной резонансной частоты и амплитуды при протекании через слой из немагнитного и химически инертного по отношению к деэмульгатору материала. Как было установлено впоследствии, данный способ фактически лишь устраняет просчеты в разработке товарных форм деэмульгаторов (30-65% жидкие растворы реагентов на том или ином растворителе) и указывает на возможность существенного повышения их эффективности без изменения химической природы используемых в их составе реагентов, т.е. физико-химическим способом.

Предлагаемый способ, в отличие от прототипа, позволяет добиться максимальной деэмульгирующей эффективности товарных форм химических реагентов уже на стадии их производства и основывается на выявлении сути изменений физико-химических свойств деэмульгаторов после их обработки способом [4].

Согласно проведенным исследованиям повышение эффективности товарных форм деэмульгаторов после воздействия [4] всегда сопровождается увеличением оптической плотности их растворов в гексане, который в этих экспериментах используется в качестве модели легкой нефти - фиг.1.

Представленное на фиг.1(В) повышение оптической плотности D растворов обусловлено тем, что в состав современных деэмульгаторов входят реагенты с относительной молекулярной массой порядка нескольких тысяч. Такие реагенты в зависимости от химического строения их молекул при введении воду или углеводород (нефть) могут образовывать в них, во-первых, гомогенные молекулярные растворы, во-вторых, находиться в виде второй жидкой фазы с расслоением системы и, в-третьих, выделяться в виде микрокапель коацерватной фазы с образованием критической эмульсии. В первых двух случаях реагенты почти не влияют на светопропускание растворителя, в последнем - наблюдается резкое помутнение раствора из-за рассеяния света на частицах критической эмульсии с размерами порядка 200-800 нм. Т.о., фиг.1 указывает на возможность существенного повышения эффективности деэмульгатора, если его молекулы способны образовывать в углеводороде критические эмульсии.

Изменить растворимость деэмульгатора в углеводороде (нефти) и перевести его в состояние критической эмульсии гораздо надежнее не с использованием способа [4] на пунктах подготовки нефти, а соответствующим подбором растворителя товарной формы деэмульгатора уже на стадии его производства. Как правило, этого можно достигнуть с помощью бинарных растворителей, состоящих из углеводорода и спирта. Насколько резко может изменяться деэмульгирующая активность 50% товарной формы реагента в зависимости от концентрации спирта в его растворителе, демонстрирует пример экспериментальных данных на фиг.2. Причем максимуму эффективности деэмульгатора соответствует максимум оптической плотности его растворов в гексане.

Для достижения максимальной эффективности товарной формы деэмульгатора необходима четкая оптимизация не только концентрации спирта в его растворителе, но и содержания самого реагента в этом растворителе. Причем достоинством использования бинарных растворителей для приготовления товарных форм деэмульгаторов является возможность снижения в них концентрации активной части с одновременным повышением эффективности. На фиг.3 данный факт показан на примере отечественного Дипроксамина 157-65М (ДПА), поставляемая на нефтяные промыслы товарная форма которого в настоящее время готовится на метаноле и содержит 65% активной части. Изменение состава растворителя товарной формы ДПА позволяет существенно повысить эффективность данного деэмульгатора, причем максимум эффективности ДПА на бинарном растворителе наблюдается при более низкой, 52% концентрации реагента в его товарной форме. Поскольку стоимость товарной формы реагента преимущественно определяется стоимостью этого реагента, а не растворителя, то возможность получения высокоэффективных деэмульгаторов с пониженным содержанием в них активной части позволит снизить их стоимость и повысить конкурентную способность на рынке.

Физико-химическая сущность причины повышения эффективности деэмульгаторов, товарные формы которых способны образовывать критические эмульсии в нефти, выясняется при анализе влияния деэмульгаторов на величину межфазного натяжения нефть-вода - фиг.4.

Как известно, необходимым условием классического механизма действия деэмульгаторов, обусловленного адсорбционным вытеснением природных эмульгаторов с межфазной границы нефть - вода, является более высокая поверхностная активность молекул деэмульгатора по сравнению с эмульгатором. Поэтому ввод в нефть деэмульгаторов, эффективность действия которых определяется таким механизмом, должен приводить к снижению межфазного натяжения на границе раздела нефть - вода. Приведенные на фиг. 4 примеры экспериментальных данных указывают, что данному механизму деэмульгирования соответствует лишь кривая 2, полученная при введении в нефть маслорастворимой товарной формы деэмульгатора, обладающей настолько высокой поверхностной активностью, что величина ее нефтяных растворов снижается почти в 100 раз.

В то же время для деэмульгаторов в области температур и концентраций, соответствующей выделению их коацерватной фазы с образованием критических эмульсий, наблюдается обратный эффект - т.е. повышение величины их нефтяных растворов на границе с водой (кривая 1 на фиг.4). Поскольку такое изменение говорит о десорбции эмульгатора из межфазного слоя, полагается, что это явление обусловлено экстракцией природных эмульгаторов микрокаплями критической эмульсии из коацерватной фазы деэмульгатора, являющихся третьей жидкой фазой водонефтяной эмульсии.

Насколько с помощью данного механизма можно повысить эффективность деэмульгаторов показано на фиг.1-3 и 5 на примере: фиг.1 - Separol WF-41 (фирма BASF, Германия); фиг.3 - ДПА (Россия); фиг.2 и 5 - реагентов Kemelix (фирма ICI, Англия). Например, согласно данным на фиг.5, деэмульгирующий эффект от ввода 10 г/т реагента в виде товарной формы, образующей в нефти критические эмульсии, может быть больше эффекта от ввода 40 г/т этого же реагента в виде маслорастворимой товарной формы.

Таким образом, расход деэмульгатора для подготовки нефти можно снизить весьма существенно (кратно), если реализовывать выявленный механизм деэмульгирования, обусловленный экстракцией природных эмульгаторов коацерватной фазой деэмульгатора, что достигается оптимизацией состава бинарного растворителя и концентрации активной части в товарной форме деэмульгатора.

Литература

1. Шуверов В.М., Баженов В.П., Шипигузов Л.М. и др. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти. Патент РФ №2071498. 1997. // БИ №1, 1997.

2. Лесничий В.Ф., Баженов В.П., Шипигузов Л.М. и др. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти. Патент РФ №2105789. 1998. // БИ №6, 1998.

3. Тудрий Г.А., Варнавская О.А., Хватова Л.К. и др. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти. Патент РФ №2126030. 1999. // БИ №4, 1999.

4. Семихина Л.П., Перекупка А.Г., Семихин В.И. Способ обезвоживания нефти. Патент РФ №2067492. 1996.