СОСТАВ ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ И ИНГИБИРОВАНИЯ АСФАЛЬТЕНО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ Российский патент 2000 года по МПК C10G33/04 B01F17/42 

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

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти на основе двух блоксополимеров - оксиэтилированного и оксипропилированного пропиленгликоля или этиленгликоля и оксиэтилированного или оксипропилированного спирта Реапон 4B (ТУ 6-55-54-91). Однако данный деэмульгатор недостаточно эффективен, не обладает защитным эффектом от (АСПО).

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, включающий неиногенный деэмульгатор на основе блоксополимеров оксиэтилированного и оксипропилированного пропилен- или этиленгликоля, деэмульгатор на основе оксиэтилированного и оксипропилированного этилендиамина, маслорастворимое неиногенное поверхностно-активное вещество, моно-C₂-C₄-алкиловый эфир этилен- или диэтиленгликоля и Нефрас (патент РФ N 2019555 МКИ C 10 G 33/04, публ 1994 г. ). Состав недостаточно эффективен и не позволяет решать задачу очистки сточных вод в процессах подготовки нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав для обезвоживания и обессоливания нефти, включающий неионогенный деэмульгатор на основе оксиалкилированного блоксополимера и неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиалкилированные полиэфирные смолы с молекулярной массой 4000-6000, ароматический растворитель Нефрас Ар 120/200 и дополнительно неароматический растворитель, например метанол (патент РФ N 2107711, МКИ C 10 G 33/04, публ. 1998 г.). Известный состав не обладает свойствами защиты от АСПО нефтепромыслового оборудования и не решает проблему очистки сточных вод в процессах подготовки нефти.

В основу настоящего изобретения положена задача создания состава для обезвоживания и обессоливания нефти ингибирования АСПО, обладающего высокой эффективностью и решающего проблемы защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО и очистки сточных вод в процессах полготовки нефти.

Поставленная задача решается тем, что состав для обезвоживания и обессоливания нефти и ингибирования АСПО включающий неионогенный деэмульгатор на основе оксиалкилированного блоксополимера, неионогенное поверхностно-активное вещество и растворитель, в качестве неионогенного деэмульгатора содержит блоксополимер окисей этилена 1-30 и окиси пропилена 50-80 и с молекулярной массой 3000-6000, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - оксиалкилированную полиэфирную смолу L 5001 М при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина - 20-80
Оксиалкилированная полиэфирная смола - 2-5
Растворитель - Остальное.

Блоксополимеры окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1-30 и окиси пропилена 50-80 и с молекулярной массой 3000-6000 получают известным путем (патент США N 3699051, МКИ В 01 D 17/04, 1982 г. , Н. Шенфельд "Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена", М. , Химия, 1982, 752 с.). Физико-химические характеристики блоксополимеров, используемых для приготовления деэмульгатора, представлены в таблице 1.

В качестве оксиалкилированной полиэфирной смолы используют: L 4999 М - неионогенная химическая основа, содержащая поверхностно-активное вещество (Паспорт фирмы Налко/Эксон), L 5001 М - неионогенная химическая основа, содержащая поверхностно-активное вещество (Паспорт фирмы Налко/Эксон).

В качестве растворителя могут быть использованы, например, смесь ароматических углеводородов - бутилбензольная фракция (ББФ) по ТУ 38-10297-78 или Нефрас Ар 120/200 по ТУ 38.101809-90, или изопропанол по ГОСТ 9805-84, или метанол по ГОСТ 22.22, или их смеси с водой и такими продуктами как: моноэтиловый эфир этиленгликоля (МЭЭГ) по ТУ 6-09-3222-79, или моноэтиловый эфир диэтиленгликоля (МЭЭДЭТ) по ТУ 6-01-579783- 6-89, или монобутиловый эфир этиленгликоля (МБЭЭТ) по ТУ 6-01-646-81, или монобутиловый эфир диэтиленгликоля (МБЭДЭТ) по ТУ 6-01-5757583-6-89.

Предлагаемый состав получают смешением компонентов в любой последовательности и с частичным использованием растворителя при смешении компонентов.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявляемой совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия предлагаемого решения критерию "промышленная применимость" приводим конкретный пример приготовления состава и различные составы с различным содержанием компонентов.

Пример 1.

К 35 г блоксополимера с молекулярной массой 6000 добавляют 5 г ПАВ L 5001 М и 60 г растворителя - бутил-бензольную фракцию. Смесь тщательно перемешивают до однородного состояния.

Примеры 2-15 выполняют аналогично примеру 1.

Пример 16 (прототип).

Полученные составы представляют собой однородные подвижные жидкости от желтого до коричневого цвета с плотностью d 0,900-0,998 г/см³, вязкостью η не выше 60 мм²/с, t застыв, не выше -50^oC и представлены в таблице 1.

Испытания состава проводят на нефтях, физико-химические свойства которых следующие:
плотность при 20^oC, кг/м, 0,950-0,985
вязкость, мПа с, при 5^oC 3000-3500 при 20^oC 910-1000.

Содержание:
сульфидов Fe (мг/л) - 350-400,
смол - 20-50%, серы (общей) -15%, парафинов-15-30%,
асфальтенов - 10-15%.

В водо-нефтяную эмульсию дозируют испытываемый деэмульгатор и встряхивают на лабораторном встряхивателе Вагнера в течение 30 минут при комнатной температуре. Затем термостатируют при 40^oC в течение 2 часов и измеряют количество свободно выделившейся воды. В процессе обработки водонефтяной эмульсии деэмульгатором вместе с выделившейся водой происходит глубокое обессоливание, вследствие чего содержание солей уменьшается от 1-5 г/л до 10-18 мг/л. Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.

Оценку эффективности образцов по предотвращению АСПО проводят по следующим показателям:
- по отмыву пленки нефти этим образцом;
- по величине дисперсии АСПО в среде образца;
- по отмыву АСПО.

Определение отмыва пленки нефти осуществляется в следующем порядке. В стеклянную пробирку до определенной метки наливают нефть, отработанную реагентом из расчета 0,005% на активную основу и отстаивают 20 минут. Затем нефть выливают, а в пробирку до половины наливают пластовую воду, добавляют нефть до метки, пробирка закрывается пришлифованной пробкой. После чего одновременно с выключением секундомера пробирку переворачивают. Нефть и вода меняются объемами. Фиксируют площадь отмыва поверхности пробирки, занятой пластовой водой взамен нефти. Результат считается отличным, если отмыв 70% площади происходит за 30 секунд, хорошим - за 60 секунд и удовлетворительным - за 180 секунд.

Диспергирование АСПО и отмыв поверхности. Эти две методики совмещены в одной лабораторной процедуре и проводятся в конической колбе, в которую помещают 50 мл пластовой воды, дозируют испытуемый реагент. В эту же колбу помещают парафиноотложения весом 0,5 г. Содержимое колбы нагревают до расплавления парафина (60+90^oC), а затем охлаждают, перемешивая. После охлаждения до 20+25^oC замеряют величину частиц дисперсии парафина σ и площадь рабочей поверхности колбы, не покрытой (замазанной) парафинотложениями (S).

Согласно методике результат считается отличным при величине дисперсии 0,1-1,0 мм, хорошим при величине дисперсии 1,0-2,0 мм, удовлетворительным при величине дисперсии 2,0-5,0 мм, неудовлетворительным при величине дисперсии > 5 мм.

При оценке отмыва АСПО с поверхности результат считается отличным, если доля отмыва от АСПО поверхности S, % составляет 90-100, хорошим - 80-90, удовлетворительным - 50-80 и плохо < 50.

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. Результаты испытаний деэмульгирующей эффективности предлагаемого деэмульгатора и прототипа представлены в таблице. Анализ данных, представленных в таблицах, показывает, что предложенный деэмульгатор обладает защитным эффектом от АСПО и позволяет решать проблему очистки сточных вод в процессах подготовки нефти.

Изобретение относится к подготовке нефти для переработки путем обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий. Состав включает: неионогенный деэмульгатор, в качестве которого используют блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1-30 и окиси пропилена 50-80 и с молекулярной массой 3000-6000, а также содержит неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиалкилированную полиэфирную смолу L - 5001 М, и растворитель при следующем соотношении компонентов, мас. %: блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина 20-80, оксиалкилированная полиэфирная смола 2-5, растворитель остальное. Состав обладает высокой эффективностью при обезвоживании эмульсии до 0,20-0,26 мас.% остаточной воды при расходе состава 25-50 г/т безводной нефти, одновременном ее обессоливании и ингибировании асфальтено-смолопарафиновых отложений. 2 табл.

Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений, содержащий неионогенный деэмульгатор на основе оксиалкилированного блоксополимера, неионогенное поверхностно-активное вещество и растворитель, отличающийся тем, что в качестве неионогенного деэмульгатора на основе оксиалкилированного блоксополимера он содержит блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1 - 30 и окиси пропилена 50 - 80 и с молекулярной массой 3000 - 6000, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - оксиалкилированную полиэфирную смолу - L 5001 M, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина - 20 - 80
Оксиалкилированная полиэфирная смола - 2 - 5
Растворитель - Остальное