1
Изобретение отиосится к области разрушения водонефтяных эмульсий и может быть исиольаовано в процессах иервичной подготовки нефти, например при термохимическом обезвоживании и обессоливании.
Известен способ разрушеиня эмульсий тина вода в нефти иутем введеиия деэмульгатора типа блоксополимера окисей алкиледов.
Однако при применении этого снособа при повышен.ии температуры снижается эффективность диэмульгаторов, особенно при обработке эмульсий высоковязких нефтей.
Для иовышекия эффективности ироцесса в широком интервале температур, а также для расширения ассортимента эффективных диэмульгаторов но предлагаемому способу в качестве деэмульгатора применяется мононатриевая соль 12-г/зет.бутилфлуорантен-4-сульфокислоты (ТБФС).
Деэмульгатор используется в виде водных растворов в количестве 0,01-0,03 г ТБФС на 1 кг нефти.
Предлагаемый деэмульгатор является активным не только при температурах 20-60°С, но и увеличивает свою активность лри повышении температуры до 90°С и выше. ТБФС имеет следуюш,ее строение:
,С1(СНз)з
SO.Na
10
Исходным продуктом для этого соединения служит флуорантен. Последний является многотонйажным отходом при производстве пирена из фракций каменноугольной смолы и до настояш,его времени как химическое сырье не используется.
В отличие от анионактивного деэмульгатора НЧК этот продукт обладает более высокой адсорбционной способностью. Сульфогруппа сообиДает данному соединению возможность применения его в виде водных растворов, иричем растворимость его в воде при нагревании увеличивается.
25 Носителем поверхностно-активных свойств в ТБФС является ароматическая часть, которая достаточно велика по сравнению с применявшимися ранее алкиларилсульфонатами
С(СНз)
с(),
SOgNa
(например некаль, основой которого является нафталин). Ароматическая часть ТЕФС содержит большое количество я-электронов, уве° ...ДЛ
X и„чл ,1 и J
85/оН ; Ол
Пример. Эффективность деэмульгатора испытывают на эмульсиях нефтей месторождений Украины: Качановского, Гнединцевского и Би,тковского, а также Ромашкинского месторождения.
Испытания проводят по следующей методике.
200 г нефтяной эмульсии загружают в делительную воронку на 500 мл и выдерживают в течение 15 мин при 60°С. Затем к ней прибавляют 15 мл 0,03%-ного водного раствора ТБФС. В контрольную пробу подают 15 мл 0,03%-ного водного раствора диссольвана 4411. Образцы помещают в аппарат для встряхивания и перемешивают в течение 5 мин.
Нефть Качанов
личивающих анион-ную активность и специфическую адсорбируемость соединения. Аи-ионная активность усиленаая отрицательным зарядом л-электронов и специфическая адсорбируемость имеет в данном случае важиое зиаченле, поскольку капельки воды в нефти, как известно, имеют положительную поверхностпую энергию.
Деэмульгатор может быть получеп алкялированием флуораитен-4-сульфокислоты до 12г/7ет.бутилфлуорантеи-4 - сульфохислоты по следующей схеме:
С(СНз),
.CifcHs),
W
т
SOgNa
После леремещивания в пробах поддерживают температуру 60-70°С. Испыта.ния проводят также при 90°С. Воду, выделяющуюся из эмульсии, отделяют через 15 мин, 1 ч, 2 ч 3ч, 4 ч.
Содержание остаточной воды определяют по методике ГОСТ 2477-65.
Результаты деэмульгацип нефтей Качаиовского и Ромащкинского месторождений с помощью деэмульгатора ТБФС, и в качестве контрольного примера, с деэмульгаторами диссольвая 4411 и НЧК, приведены в табл. 1, 2, 3, 4. Аналогичные результаты получены и с нефтями других, указанных выше, месторождений.
Таблица 1 месторождения
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯНЕФТИ | 1970 |
|
SU261619A1 |
| Блоксополимер на основе изобутилена и окиси этилена в качестве деэмульгатора для нефти | 1981 |
|
SU1031972A1 |
| Деэмульгатор для обезвоживания и обессоливания нефти | 1978 |
|
SU717125A1 |
| Способ обезвоживания и обессоливания нефти | 1973 |
|
SU457713A1 |
| СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ.-^,p'fii ?^ч^''?п5::дтП!1 vUi-.>&. /;^ •..iJ-iriUU | 1973 |
|
SU406868A1 |
| СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ СТОЙКИХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ ЭМУЛЬСИЙ | 2006 |
|
RU2333927C2 |
| Способ обезвоживания и обессоливания нефти | 1970 |
|
SU331701A1 |
| Способ получения деэмульгатора нефтяных эмульсий | 1985 |
|
SU1305169A1 |
| Способ разрушения нефтяной эмульсии | 1988 |
|
SU1532573A1 |
| Способ автоматического регулирования процесса подготовки нефти в электродегидратах | 1977 |
|
SU735628A1 |
Нефть Ромашкинского месторождения (Содержание воды в эмульсии 20,0%)
Таблица 2
Содержание остаточного хлора в пересчетеыа NaCl определяют по методике ГОСТ
2401-62.
Нефть Качановского месторождения {Содержание хлора до деэмульгирования составляло 212 мг/л в пересчете на NaCI) (Содержание хлора до
Таким образом, введение в нефтяные эмульсии водных растворов ТБФС при малом их расходе (0,0225 г на 1 кг нефти или 22,5 г на 1 т) приводит к существенному снижению содержания воды и хлора. Эффективность ТБФС при повышении температуры возрастает, что выгодно отличает его от диссольвана 4411 и подобных ему неионогенных деэмульгаторов. Кроме того, ТБФС значительно превосходит широко применяемый в настоящее время анионактивный деэмульгатор НЧК.
Таблица 3
Предмет изобретения
Способ разрушения эмульсий типа вода в нефти путем введения в эмульсию деэмульгатора с последующим отстаиванием, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса в широком интервале температур, в качестве деэмульгатора применяют мононатриевую соль 12-г/7е7.бутилфлуораптен-4-сульфокислоты. Нефть Ромашкинского месторождения деэмульгирэвачия составляло 325 мг/л в пересчете на NaCI) Таблица 4
