Изобретение относится к области подготовки нефти, а именно к композициям для разрушения стойких водонефтяных эмульсий, образованных вязкими высокосмолистыми нефтями, содержащими механические примеси, и может быть использовано для одновременного разрушения водонефтяной эмульсии, защиты от коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) промыслового оборудования систем добычи транспорта и подготовки нефти.
Известен деэмульгатор, представляющий собой смесь блоксополимера окисей этилена и пропилена и высококипящий побочный продукт производства изопрена из изобутилена и формальдегида, полученный на стадии синтеза 4,4-диметилдиоксана-1,3 (авт.св. N 1616962, кл. C 10 G 33/04, 1990).
Однако деэмульгатор не обеспечивает эффективного разрушения стойких водонефтяных эмульсий, стабилизированных мехпримесями, и не обладает защитным от коррозии действием и свойством предотвращения АСПО.
Известна композиция для обезвоживания и обессоливания нефти, содержащая 65%-ный раствор в метаноле оксиэтилированного и оксипропилированного N,N,N', N'-тетра(2-оксипропил)этилендиамина и оксиэтилированный C9 - алкилфенол на основе тримеров пропилена (авт.св. N 1773932, кл. C 10 G 33/04, 1992). Однако данная композиция при достаточно высокой деэмульгирующей эффективности при разрушении стойких водонефтяных эмульсий, стабилизированных мехпримесями, не обладает ингибирующим коррозию действием, не обеспечивает снижения вязкости стойких эмульсий и не проявляет ингибирующих свойств образования АСПО.
Известен деэмульгатор, представляющий собой оксиэтилированный продукт конденсации алкилфенола с высококипящим побочным продуктом изопрена активная основа деэмульгатора марки Диферон.
Однако известный деэмульгатор не обладает эффектом защиты оборудования от коррозии и свойствами предотвращать образование АСПО.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании, включающий поверхностно-активное вещество дипроксамин-157 или превоцел NGE 10/16, диалкил (алкиларилнолиэтилен)-гликолевый эфир фосфорной кислоты (синтафат-912) и ароматический растворитель.
Однако известный состав при использовании в нем Дипроксамина, являющийся деэмульгатором, неэффективен как деэмульгатор, а также не обладает свойствами ингибирования коррозии и предотвращения отложений АСПО.
При добыче нефти образуются стойкие эмульсии, стабилизированные мехпримесями, вязкость их возрастает на несколько порядков. В связи с этим возникают трудности при транспорте и подготовке нефти. Кроме того, в скважине происходят отложения асфальтосмолопарафиновых веществ, а попутнодобываемые пластовые воды вызывают коррозию нефтепроводов. Поэтому целесообразно создавать композиции комплексного действия.
Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является разработка композиции для разрушения стойких водонефтяных эмульсий, стабилизированных мехпримесями, защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии при одновременном улучшении реологических свойств водонефтяной эмульсии и придание композиции свойства ингибирования АСПО.
Поставленная задача решается предлагаемой композицией для разрушения водонефтяной эмульсии и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащей поверхностно-активное вещество типа блоксополимера окисей этилена и пропилена, оксиэтилированный продукт конденсации изопрена из изобутилена и формальдегида при следующем соотношении компонентов, мас.
ПАВ типа блоксополимера окисей этилена и пропилена 30 70
Оксиэтилированный продукт конденсации алкилфенола с ВПП производства изопрена из изобутилена и формальдегида остальное
В преимущественном варианте композиция дополнительно содержит растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.
ПАВ типа блоксополимера окисей этилена и пропилена 15 35
Оксиэтилированный продукт конденсации алкилфенола с ВПП 15 35
Растворитель остальное
Оксиэтилированный продукт конденсации алкилфенола с высококипящим побочным продуктом производства изопрена из изобутилена и формальдегида является активной основой Диферона, используют согласно ТУ 39-5765657-044-87.
В качестве ПАВ типа блоксополимера (БС) окисей этилена и пропилена могут быть использованы:
1) Дипроксамин-157 согласно ТУ-6-14-614-76 блоксополимер окиси этилена и пропилена на основе этилендиамина с молекулярной массой около 5000, являющийся активной основой 65%-ного метанольного раствора Дипроксамина 157-65M (ТУ 38.1011128-87).
2) Проксамин 385 азотсодержащий БС окиси этилена и пропилена с молекулярной массой около 7000, являющийся активной основой Проксамина 385-50 (ТУ 6-14-19-675-86).
3) Проксанол 305-БС окиси этилена и пропилена с молекулярной массой около 6000, являющийся активной основой Проксанола 305-50 (ТУ 6-14-19-676-86).
4) Лапрол 4202-25-30 смесь БС окисей этилена и пропилена, являющийся активной основой Реапона 4B (ТУ 6-55-54-91).
5) Лапрол 6003-2Б-18 простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена (ТУ 6-05-221-880-86).
6) Лапрол 5003-2Б-10 простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блоксополимеризацией с окисью этилена (ТУ 6-05-1513-75).
7) Лапрол 3003 (ТУ 6-05-1513-75).
8) Лапрол 3603-2-12 (ТУ 6-05-2033-87).
В качестве растворителя могут быть использованы:
нефрас А 120/120 (ТУ 38.101809-90) или толуол (5789-78), или их смесь в соотношении 1:9 9:1 соответственно, или смесь ароматического растворителя с изопропанолом, или смесь нефраса, толуола и изопропанола, или смесь ароматического растворителя с метанолом и водой, или смесь нефраса, толуола и метанола с водой, или смесь ароматического растворителя с метанолом.
Для доказательства соответствия критерию "промышленная применимость" предлагаемое изобретение иллюстрируется следующими примерами.
Пример 1 (табл. 1).
Приготовление композиции осуществляют следующим образом. К 70 г оксиэтилированного продукта конденсации алкилфенола с ВПП прибавляют 30 г Дипроксамина-157. Массу перемешивают при комнатной температуре до образования однородной массы или в течение 15 мин.
Образцы композиции по примерам 2 32 получают аналогично примеру 1, изменяя неионогенное ПАВ в соответствии с табл. 1. Соотношение компонентов указано в табл. 1.
Пример 1 (табл. 2).
К 35 г оксиэтилированного продукта конденсации алкилфенола с ВПП прибавляют 15 г Дипроксамина-157, 35 г нефраса, 11 г метанола и 4 г воды. Массу перемешивают при комнатной температуре до образования однородной массы.
Образцы композиции по примерам 2 160 получают аналогично примеру 1, изменяя неионогенное ПАВ и растворитель в соответствии с табл. 2.
Полученные композиции испытывают на деэмульгирующую, антикоррозионную активности, определение остаточного содержания сульфида железа в нефтяной фазе и способность ингибировать процесс образования АСПО, а также в качестве реагента, снижающего вязкость водонефтяной эмульсии.
Данные о физико-химических характеристиках нефтей и пластовых вод, использованных при проведении испытаний, приведены соответственно в таблицах 3, 4.
Методика испытаний деэмульгирующей способности.
Деэмульгаторы дозируют в эмульсию в виде 1%-ного раствора в смеси толуола и изопропанола, взятых в соотношении 3:1. В естественную эмульсию вводят деэмульгатор, смесь встряхивают на лабораторном встряхивателе Вагнера в течение 30 мин с амплитудой 6-7 см и числом двойных ходов 120 в мин при комнатной температуре. Затем термостатируют в течение 2 ч при температуре 20oC и измеряют количество выделившейся воды.
Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.
Результаты испытаний деэмульгирующей активности представлены в табл. 5, 6. В табл. 5 для сравнения с заявленной композицией представлены результаты испытаний прототипа.
Антикоррозионную активность оценивают гравиметрическим методом нестандартной модели пластовой воды.
Испытания проводят при температуре 50oC в течение 6 ч в герметично закрытых ячейках. Результаты испытаний на антикоррозионную активность приведены в табл. 5, 6. Содержание сульфида железа в нефтяной фазе определяется по следующей методике.
При определении сульфида железа в нефтяной фазе эмульсий испытуемую водонефтяную эмульсию разделяют с помощью реагента-деэмульгатора и растворителя на воду и нефть. При этом сульфид железа сосредотачивается в нефтяной фазе или на границе раздела фаз. Выделившуюся воду отделяют, а нефтяную фазу промывают водой, не содержащей солей железа. Затем нефтяную фазу обрабатывают кислотой, при этом сульфид железа растворяется в растворе кислоты. Содержание сульфида железа рассчитывают по концентрации ионов железа в кислотной вытяжке (фотоколориметрическим методом) и ее объему.
Пересчет содержания железа на сульфид железа производят по формуле
где CFe концентрация железа в кислотной вытяжке, мг/л;
Vкв объем кислотной вытяжки, л;
Vн объем нефтяной фазы, л;
1,57 фактор пересчета Feоб на FeS.
Результаты испытаний представлены в табл. 5, 6.
Далее испытывают эффективность композиций в качестве реагента, снижающего динамическую вязкость водонефтяных эмульсий.
Для определения динамической вязкости используют ротационный вискозиметр "Реотест-2". Эффективность по снижению вязкости рассматривают по отношению к водонефтяным эмульсиям без добавления композиции.
Искусственную эмульсию 30%-ной обводненности готовят на безводной нефти Арланского месторождения и модели пластовой воды. В приготовленную эмульсию дозируют исследуемую композицию в заданном количестве, затем встряхивают эмульсию с композицией в течение 1 мин, заливают в цилиндр ротационного вискозиметра и термостатируют в течение 20 мин при заданной температуре. Замеры по показаниям прибора производят при 5 и 15oC. Температуру поддерживают циркуляцией охлаждающей жидкости через термостат и баню прибора. После термостатирования производят определение статического напряжения сдвига на минимальном числе оборотов ротора. Затем для сдвига образовавшейся структуры ротор переключают на максимальное число оборотов на несколько секунд, после чего производят замер вязкости при 3-4 скоростях вращения ротора.
По этим данным определяют среднеарифметическую величину вязкости.
Динамическую вязкость η рассчитывают по формуле
где Z константа цилиндра прибора, дин/см2, 1 деление шкалы;
d величина, снятая по шкале прибора, деления;
D скорость свинца, с-1;
Z и D приводятся в паспорте ротационного вискозиметра.
Данные по эффективности снижения динамической вязкости стойкой водонефтяной эмульсии, стабилизированной мехпримесями, композицией по изобретению и прототипу приведены в табл. 7.
Оценку эффективности композиции по предотвращению АСПО проводили на Арланском месторождении по следующим показателям:
1) по отмыву пленки нефти композицией;
2) по величине дисперсии АСПО в среде композиции;
3) по характеристике свойств дисперсий в этих условиях (налипание, замазывание поверхности).
При испытании на отмыв пленки нефти определяют процент отмыва пленки нефти пластовой водой со стенки стеклянной пробирки во времени (за 100% считают половину всей поверхности пробирки).
Принято отмыв:
отличный 70 90% за 30 с
хороший 70 90% за 60 с
удовлетворит. 70 90% за 180 с
плохой > 3 мин
При испытании на дисперсию определяют величину получаемых частиц парафина в пластовой воде при добавлении испытуемого реагента. Результат считается: отличным при величине дисперсии 0,1-3 мм (100%), хорошим при величине дисперсии 0,1-5 мм (100%), удовлетворительным при величине дисперсии 0,1-7 мм (100%), неудовлетворительным при величине дисперсии > 7 мм, в этом случае реагент не рекомендуют к промысловому использованию.
Иллюстрацией диспергирования АСПО в пластовой воде с реагентом являются показатели по налипанию и замазыванию.
Налипы парафина на стенки стеклянной конической колбы в процентах от рабочей поверхности. Результат считается отличным, если налипы составляют до 5% хорошим до 10% удовлетворительным до 40% неудовлетворительным выше 40%
Замазывание стенок колбы смолами в процентах от рабочей поверхности. Результат считается: отличным, если замазывание не более 5% хорошим до 20% удовлетворительным выше 50%
Определение первого показателя степени отмыва пленки нефти проводят следующим образом. В стеклянные пробирки наливают по 20 мл исследуемой нефти и выдерживают 30 мин для создания на поверхности пробирки пленки нефти. Затем нефть из пробирки выливают и наливают туда пластовую воду того же месторождения, что и нефть, в количестве 10 мл и выдерживают 1 мин. После этого в пробирки вносят 10 мл нефти, предварительно хорошо смешанной с предложенной композицией. Пробирки закрывают пробками и переворачивают. Через определенное время визуально определяют поверхность пробирки, освободившуюся от пленки нефти в процентах. Аналогично проводят контрольный опыт без реагента. Эффективность состава по отмыву пленки оценивают по разности значений величины поверхности, освободившейся от пленки нефти в данном и контрольном опытах.
Испытание величины дисперсных частиц АСПО в среде композиции по изобретению проводят в следующей последовательности. 50 мл пластовой воды наливают в коническую колбу, куда затем вносят испытуемую композицию. Далее помещают в колбу отложения АСПО весом 2,5 г. Содержимое нагревают до полного расплавления осадка. Затем колбу охлаждают под струей воды, встряхивая ее круговыми движениями. При этом визуально фиксируют диспергирование. АСПО, налипы и замазывание АСПО, налипы и замазывание стенок конической колбы.
Данные об эффективности предотвращения АСПО предлагаемой композицией приведены в табл. 8.
Из представленных в таблице данных видно, что использование заявленной композиции позволяет:
обеспечить разрушение стойких водонефтяных эмульсий, стабилизированных мехпримесями;
эффективно ингибировать коррозию;
снизить динамическую вязкость нефти до пределов транспортабельности;
снизить остаточное содержание сульфида железа в нефтяной фазе;
обеспечить предотвращение АСПО.
Изобретение относится к нефтяной и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разрушения водонефтяной эмульсии, защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, а также в процессе подготовки нефти. Композиция содержит ПАВ типа блоксополимера окисей этилена и пропилена (30-70 мас.%) и деэмульгатор Диферон - 50%-ный раствор оксиэтилированной алкилфенолдиоксановой смолы в ароматическом растворителе. Как вариант композиция может содержать растворитель при соотношении ПАВ блоксополимера окисей этилена и пропилена (15-30 мас.%) и деэмульгатора Диферон (15-35 мас.%). 2 с.п. ф-лы, 8 табл.
ПАВ типа блоксополимера окисей этилена и пропилена 30 70
Деэмульгатор диферон 50%-ный раствор оксиэтилированной алкилфенолдиоксановой смолы в ароматическом растворителе Остальное
2. Композиция для разрушения водонефтяной эмульсии, защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений, содержащая ПАВ типа блоксополимера окисей этилена и пропилена и растворитель, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит деэмульгатор диферон 50%-ный раствор оксиэтилированной алкилфенолдиоксановой смолы в ароматическом растворителе в следующем количестве:
ПАВ типа блоксополимера окисей этилена и пропилена 15 35
Деэмульгатор диферон 50%-ный раствор оксиэтилированной алкилфенолдиоксановой смолы в ароматическом растворителе 15 35
Растворитель Остальноен
| Авторское свидетельство СССР, N 1813778, кл | |||
| Разборный с внутренней печью кипятильник | 1922 |
|
SU9A1 |
