СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ Советский патент 1995 года по МПК C10G33/04 

Изобретение относится к деэмульсации, а именно к способам разрушения стойких гидрофобных нефтяных эмульсий путем применения реагентов-деэмульгаторов.

Так, известен способ реэмульсации, в котором в качестве деэмульгатора применяют нейтрализованный черный контакт (НЧК) техническая смесь продуктов сульфирования смолистых веществ. Основным недостатком этого способа является недостаточная степень очистки нефти от воды.

Степень деэмульсации по данному способу составляет 24% Кроме того, для достижения высокой степени, деэмульсации требуется высокий расход реагента. Используемый в данном способе деэмульгатор НЧК вступает в реакцию обмена со многими солями, содержащимися в пластовой воде. При этом снижается концентрация активной части деэмульгатора и образуется высокодисперсный осадок, который стаби- лизирует эмульсию.

Известен деэмульгатор для процессов обезвоживания и обессоливания нефтепродуктов при 38-150^оС в электрическом коагуляторе в течение 20 мин. В качестве деэмульгатора используют оксиалкилированный алкилфенолоформальдегидный полимер, оксиалкилированный амин, сложный эфир полигликоля, бисфенилгликолевый простой и сложный эфир, алкиларилсульфокислоту, ее соль или же смесь этих соединений. Деэмульсации подвергают нефть, содержащую до 1400 мг/л солей и до 20% воды, деэмульгатор в определенном количестве смешивают с нефтепродуктом и после разрушения эмульсии осуществляется отделение воды, от нефти при 110-145^оС в течение 15-35 мин. В результате чего обезвоженная нефть содержит 0,5% воды и 800 мг/л солей. Недостатком этого способа является использование в качестве деэмульгатора ряда дорогостоящих дефицитных продуктов, сложность и трудоемкость приготовления данного деэмульгатора, а также недостаточная степень деэмульсации (80%). Кроме того, в данном способе используется высокая температура (150^оС) для проведения процесса, что оказывает влияние на качество нефти (легкие фракции нефти улетучиваются).

Известен способ разрушения нефтяных эмульсий с помощью фенолформальдегидных смол, получающихся конденсацией алифатических альдегидов с фенолами в молярном соотношении 1:1-3:1 при температуре 50-80^оС в присутствии щелочного катализатора, например едкого натрия. Для увеличения деэмульгирующей активности к сырой нефтяной эмульсии дополнительно добавляют 0,5-4,0 моль реакционного продукта и конденсируют с 1 моль предварительного приготовленного и нейтрализо- ванного блок-сополимеризата 30-50 мас. этиленоксида с пропиленгликолем, имеющего мол.м. 1500-2500, в присутствии инертных растворителей при 80-150^оС с последующим удалением реакционной воды. Полученный деэмульгатор был использован для деэмульсации сырой нефти из Ирана с содержанием 28% воды. При этом деэмульсацию проводили при температуре 54^оС и расхода реагента 18-36 м.д. При этом степень деэмульсации составляет 90%
За прототип был принят способ разрушения нефтяных эмульсий путем введения в эмульсию деэмульгатора на основе солей сульфокислот (солей натрия или кальция), мол.м. 300-800, полученного путем сульфирования жирных кислот (с 48 и выше) с последующей нейтрализацией раствором кальцинированной соды или известковым молоком.

Реагент используют для деэмульсации в виде 1%-ного раствора. После обработки данным реагентом нефтей остаточное содержание воды в нефти составляет 0,3-0,6% Недостатком способа является использование в качестве деэмульгатора дорогостоящих дефицитных продуктов, сложность и трудоемкость приготовления данного деэмульгатора и невысокая степень деэмульсации.

Целью изобретения является повышение степени разрушения.

Указанная цель достигается тем, что используют калиевую соль сульфокислоты госсиполовой смолы.

Изобретение осуществляют следующим образом. К исходной нефти с обводненностью от 12 до 55% добавляют при температуре 65-70^оС 0,05-0,1% пятипроцентного водного раствора деэмульгатора и интенсивно перемешивают в течение 10 мин. После этого отстойник с эмульсией нефти и реагентом помещают в термостат на 4 ч. По истечении этого времени из отстойника спускают отделившуюся воду. При этом степень деэмульсации составляет 99,8-100%
П р и м е р 1. К нефтяной эмульсии НГДУ "Артемнефть", содержащей 12-16% воды и 0,12-0,18% мехпримесей, добавляют 0,01% в пересчете на активное вещество, заявленного деэмульгатора МЖК. Деэмульсацию проводили при температуре 65-70^оС путем интенсивного перемешивания смеси эмульсии с деэмульгатором в течение 10 мин и последующего отстоя в течение 4 ч. Остаточное содержания воды после деэмульсация составляет 0,15-0,25%
П р и м е р 2. К нефтяной эмульсии НГДУ "Артемнефть" добавляют заявленный деэмульгатор в количестве 0,005% считая на активное вещество. Далее деэмульсацию проводят по методике, описанной в примере 1. Остаточное содержание воды в нефти после деэмульсации составляет 0,8-0,15%
П р и м е р 3. К нефтяной эмульсии НГДУ "Ширваннефть", содержащей воды 50-55% и 0,6-0,8% мехпримесей, добавляют 0,01% заявленного деэмульгатора. Деэмульсацию пpоводят по описанной в примере 1 методике. При отделении отстоявшей воды определяют остаточное содержание ее в деэмульгированной нефти. Остаточное содержание воды в нефти после деэмульсации составляет 0,02-0,18%
П р и м е р 4. К нефтяной эмульсии НГДУ "Ширваннефть" добавляют 0,005% заявленного деэмульгатора. Содержание остаточной воды в деэмульгированной нефти 0,02-0,22% Результаты сравнительных испытаний данного деэмульгатора и деэмульгатора по авт.св. N 427980, принятого за прототип, приведены в табл. 1 и 2.

Сущность изобретения: нефтяную эмульсию обрабатывают калиевой солью сульфокислоты госсиполовой смолы, которую используют в виде водного раствора. 2 табл.

СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ путем обработки ее солью сульфокислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения степени разрушения, используют калиевую соль сульфокислоты госсиполовой смолы.