Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии
Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод. Изобретение касается состава, содержащего блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (15,0-50,0 мас.%), блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (15,0-50,0 мас.%), продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты (1,0-5,0 мас.%), смесь оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола (1,0-5,0 мас.%), водно-спиртовой раствор алкилфосфатов (1,0-5,0 мас.%) в растворителе - смеси нефраса с метанолом или метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсий с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии. 4 табл., 5 пр.
Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Известен состав для разрушения стойких водонефтяных эмульсий, включающий 20-60% продукта взаимодействия блок-сополимера оксидов этилена и пропилена с фосфор- или фосфор- и азотсодержащими соединениями, 20-60% оксиалкилированного продукта конденсации алкилфенола с формальдегидсодержащим компонентом, маслорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество - остальное [1]. Однако данный состав не эффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов.
Известен состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, включающий 9,85-44,00% оксиалкилированного этилендиамина - Дипроксамин-157, где число пропиленоксидных звеньев 4 m=60-61, а число этиленоксидных звеньев 4 n=27-28, и 11,00-55,15% оксиалкилированного алкилфенольного соединения, в качестве которого используют оксиэтилированную изононилфенолформальдегидную смолу формулы:
,
где R - изононил, m - целое число от 2 до 9, k - целое число от 2 до 4 при массовом соотношении составляющих смеси 1:0,25-5,6 соответственно, органический растворитель - остальное. Деэмульгирующая композиция обладает универсальными свойствами, т.к. обеспечивает не только деэмульгирование нефти при ее обезвоживании, но и обессоливание [2]. Однако известный состав недостаточно эффективен для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, образует трудноразрушаемые межфазные слои и обладает избирательным действием.
Наиболее близким по технической сущности (прототип) является состав для разрушения водонефтяной эмульсии, включающий 17-19% блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, 33-37% блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина в растворителе, а в качестве растворителя содержит 30-35% метанола и воду (остальное) и дополнительно включает 5-6% деэмульгатора. В качестве деэмульгатора состав содержит следующую смесь компонентов, мас.%: диметилфосфит 0,35-0,5, амин или триэтаноламин 0,35-0,5, алкилфенол 14,0-19,0, фосфенокс-Н-6 9,0-25,0, дипроксамин-157 или дипроксамин 157-65М 15-30, растворитель - остальное [3]. Однако известный состав не обладает достаточным эффектом деэмульгирования при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов.
Задачей данного изобретения является создание деэмульгирующего состава, обладающего высокой эффективностью при разрушении водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, и предотвращающего образование межфазных слоев, с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Поставленная задача решается тем, что состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, и одновременной защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии, содержащий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина - Лапрол 6003-2Б-18, блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М и растворитель - смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3 или метанола и пресной воды в соотношении 3:1, дополнительно содержит Нефтенол КС, представляющий собой продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты, Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола, и ПАВ НД80, представляющий собой водно-спиртовой раствор алкилфосфосфатов при следующем соотношении компонентов, масс.%.:
Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена | |
на основе глицерина: | |
Лапрол 6003-2Б-18 | 15,0-50,0 |
Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена | |
на основе этилендиамина: | |
Дипроксамин 157-65М | 50,0-15,0 |
Продукт конденсации оксиэтилированного | |
нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования | |
с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты: | |
Нефтенол КС | 1,0-5,0 |
Смесь оксиэтилированного нонилфенола и | |
триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата | |
оксиэтилированного нонилфенола | |
Нефтенол ВВД | 1,0-5,0 |
Водно-спиртовой раствор алкилфосфатов | |
ПАВ НД 80 | 1,0-5,0 |
Растворитель:
Смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3 | |
или метанола и пресной воды | |
в соотношении 3:1 | остальное |
Для получения предлагаемого состава и прототипа в лабораторных условиях были использованы следующие вещества.
1. Блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина - простой полиэфир - Лапрол 6003-2Б-18, выпускается по ТУ 2226-020-10488057-94.
2. Блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М, выпускается по ТУ 2483-194-00203335-2010.
3. Продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты - Нефтенол КС, выпускается по ТУ 2221-036-17197708-97.
4. Смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме солей с триэтаноламином - Нефтенол ВВД, выпускается по ТУ 2483-015-17197708-97.
5.Водно-спиртовой раствор алкилфосфосфатов - ПАВ НД 80, выпускается по по ТУ 2483-138-54651030-2013.
6. Фосфенокс Н6 выпускается по ТУ 2484-537-05763441-2011.
7. Оксиэтилированный алкилфенол (Неонол АФ 9-6) выпускается по ТУ 2483-077-05766801-98.
8. Диметилфосфит выпускается по ТУ 2435-430-05763441-2004.
9. Триэтаноламин выпускается по ТУ 2423-061-05807977-2002.
10. Толуол выпускается по ГОСТ 14710-78.
11. Сольвент нефтяной (нефрас А130/150), выпускается по ГОСТ 10214-78.
12. Метанол технический, выпускается по ГОСТ 2222-95.
13. Пресная вода.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволит получить новый технический результат, а именно - получить эффективный состав комплексного действия для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, и предотвращения образования межфазных слоев с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Предлагаемые составы в лабораторных условиях готовили следующим образом.
Пример 1
В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 250 г (50% масс.) Дипроксамина 157-65М, 75 г (15% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 5 г (1% масс.) Нефтенола КС, 25 г (5% масс.) Нефтенола ВВД, 5 г (1% масс.) ПАВ НД 80, 140 г (28% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.
Пример 2
В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 250 г (50% масс.) Дипроксамина 157-65М, 80 г (16% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 5 г (1% масс.) Нефтенола КС, 5 г (1% масс.) Нефтенола ВВД, 25 г (5% масс.) ПАВ НД 80, 135 г (27% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.
Пример 3
В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 140 г (28% масс.) смеси нефраса с метанолом в соотношении 7:3, 15 г (3% масс.) Нефтенола КС, 200 г (40% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 125 г (25% масс.) Дипроксамина 157-65М, 10 г (2% масс.) Нефтенола ВВД, 10 г (2% масс.) ПАВ НД 80 и перемешивают в течение 20 минут.
Пример 4
В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 130 г (26% масс.) смеси Нефраса с метанолом в соотношении 7:3, 25 г (5% масс.) Нефтенола КС, 250 г (50% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 75 г (15% масс.) Дипроксамина 157-65М, 5 г (1% масс.) Нефтенола ВВД, 15 г (3% масс.) ПАВ НД 80 и перемешивают в течение 20 минут.
Пример 5 (по прототипу)
В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой и термометром, при температуре 30°C загружают 85 г (17% масс.) Лапрола 6003-2Б-18, 170 г (34% масс.) Дипроксамина 157-65М, 30 г (6% масс.) деэмульгатора, 215 г (43% масс.) смеси метанола и пресной воды в соотношении 3:1 и перемешивают в течение 20 минут.
Деэмульгатор к примеру 5 готовят последовательным смешением 0,5 г (0,5% масс.) Диметилфосфита с 19 г (19% масс.) Неонола АФ9 в реакторе, снабженном мешалкой, с числом оборотов 60 об/мин при 100°C в течение 30 минут. Полученную смесь охлаждают до 20°C и добавляют в нее 0,5 г (0,5% масс.) Триэтаноламина при перемешивании при 20°C в течение 10 минут, затем при перемешивании в смесь вводят 25 г (25% масс.) Фосфенокса Н-6 в течение 10 минут, далее добавляют 20 г (20% масс.) Дипроксамина 157-65М при перемешивании 10 минут. Полученную смесь растворяют в 35 г (35% масс.) смеси растворителей (метанол:толуол:вода = 1:1:1) при перемешивании в течение 40 минут.
Полученные составы испытывались на деэмульгирующую активность на реальных водонефтяных эмульсиях, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей Ганино-Янгульского и Якушкинского месторождений Северной группы месторождений ОАО «Самаранефтегаз» в соотношении 40:60. Физико-химические характеристики нефтей Ганино-Янгульского и Якушкинского месторождений приведены в таблице 2.
При существующей системе внутрипромыслового сбора Северной группы месторождений ЦПНГ-1 ОАО «Самаранефтегаз» происходит смешение скважинной продукции, содержащей сероводород, и продукции, пластовые воды которой содержат ионы железа, что приводит к образованию сульфида железа. Резкое увеличение устойчивости таких эмульсий наблюдается при концентрации сульфида железа более 100 г/т нефти.
Деэмульгирующая активность составов определялась по методу бутылочный тест («Bottle Test»). Оценка деэмульгирующей активности реагентов проводилась по эффективности разрушения эмульсии по следующим показателям:
- динамика выделения воды из эмульсии (деэмульгирующая эффективность, %),
- качество выделяющейся воды (прозрачность, мутность, количество нефтепродуктов),
- качество раздела фаз нефть-вода (наличие межфазного слоя).
Водонефтяная эмульсия разливалась по 100 мл в градуированные пробирки объемом 150 мл. В пробы с помощью микродозатора дозировалось рассчитанное количество 10% растворов исследуемых составов и прототипа. Пробирки закрывались, и пробы перемешивались в течение 60 минут. Отстой проводился в водяном термостате при температуре 60°C. Затем измерялось количество свободно выделившейся воды, производилась визуальная оценка качества выделенной воды, и оценивалась поверхность раздела фаз (наличие межфазного слоя). Результаты испытания приведены в таблице 3.
Степень защиты от коррозии оценивалась гравиметрическим методом по ГОСТ 9.506-87 на модели пластовой воды (плотность - 1,41 г/см3, минерализация - 261 г/дм3, pH - 5,78), содержание H2S - 200 мг/дм3. Испытания проводились в течение 6 часов в герметично закрытых циркуляционных ячейках. Результаты испытания приведены в таблице 3.
Для дополнительной оценки качества подготавливаемой воды и наличия межфазных слоев проводили исследования на пробах водонефтяных эмульсий объемом по 2 л.
Степень очистки сточных вод оценивали по содержанию нефти в отстоянной воде по методике ОСТ 39-133-182 ″Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде″. Наличие межфазного слоя оценивалось визуально. Результаты представлены в таблице 4.
Из представленных в таблицах данных видно, что заявляемый состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, является более эффективным, чем состав по прототипу, способным осуществлять глубокое обезвоживание на первом сбросе (через 15 мин отстоя), а также позволяет эффективно очистить сточные воды от нефтепродуктов, обеспечивая при этом практически полное отсутствие образования межфазного слоя с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Таблица 2 | ||||
Физико-химические характеристики водонефтяной эмульсии | ||||
Наименование показателя | Единица измерения | Метод испытания | Значение показателя для нефти месторождения | |
Ганино-Янгульское | Якушкинское | |||
Массовая доля воды | % масс. | ГОСТ 2477-65 | 80 | 54 |
Плотность нефти при температуре 20°C | кг/м3 | ГОСТ 3900-85 | 855 | 879 |
Вязкость нефти кинематическая при температуре 20°C | мм2/с | ГОСТ 33-2000 | 11 | 36 |
Содержание серы общей в нефти | % масс. | ГОСТР 51947-2002 | 1,97 | 2,15 |
Содержание асфальтенов в нефти | % масс. | Методика ВНИИНП | 1,5 | 4,5 |
Содержание смол силикагелевых в нефти | % масс. | Методика ВНИИНП | 6,0 | 10,5 |
Содержание парафина в нефти | % масс. | ГОСТ 11851-85 | 5,2 | 3,2 |
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме | млн-1 (ppm) | ГОСТР 50802-95 | менее 2 | 563 |
Массовая доля сероводорода | млн-1 (ppm) | ГОСТР 50802-95 | менее 2 | 74 |
Содержание сульфида железа в приготовленной смеси эмульсий | г/т | РД 39-30-898-83; ГОСТ3040 4-2000 | 454,15 |
Таблица 3 | ||||||||
Эффективность составов | ||||||||
Состав по примеру | Расход, г/т | Деэмульгирующая эффективность составов за время отстоя мин, % | Наблюдение качества после отстоя | Степень защиты, % при содержании H2S 200 мг/дм3 | ||||
0 | 15 | 30 | 60 | вода | межфазный слой | |||
1 | 130 | 0 | 81 | 83 | 89 | серая | отсутствие | 84 |
2 | 130 | 0 | 80 | 81 | 86 | серая | отсутствие | 84 |
3 | 130 | 0 | 85 | 85 | 93 | серая | отсутствие | 91 |
4 | 130 | 0 | 84 | 85 | 90 | серая | отсутствие | 86 |
5 (прототип) | 130 | 0 | 72 | 72 | 80 | серая | наличие | 84 |
Таблица 4 | ||||
Эффективность составов | ||||
Состав по примеру | Расход, г/т | Наблюдение качества воды после отстоя | ||
наличие нефтепродуктов, мг/дм3 | межфазный слой | стенки отстойника | ||
1 | 130 | 25 | отсутствие | чистые |
2 | 130 | 45 | отсутствие | чистые |
3 | 130 | 20 | отсутствие | чистые |
4 | 130 | 15 | отсутствие | чистые |
5 (прототип) | 130 | 47 | наличие | чистые |
Источники информации, принятые во внимание:
1. Лебедев Н.А., Юдина Т.В., Сафаров Р.Р., Варнавская О.А. и др. Состав для разрушения стойких водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтено-смолопарафиновых отложений и коррозии. Патент РФ 2227154 (C10G 33/04), опубликован 20.04.2004 г. - аналог.
2. Гречухина А.А., Кабирова Л.А., Дияров И.Н., Александров Д.А. Композиция для обезвоживания и обессоливания нефти «Полинод-Д». Патент РФ 2139317 (C10G 33/04), опубликован 10.10.1999 г. - аналог.
3. Зотова A.M., Мальцева И.И., Зотов С.Р., Зотова Н.Р. и др. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений. Патент РФ 2213123 (C10G 33/04), опубликован 27.09.2003 г. - прототип.
Состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных сульфидом железа и коагулированными асфальтенами, образующимися при смешении нефтей разных типов, и одновременной защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии, содержащий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина и растворитель, отличающийся тем, что дополнительно содержит Нефтенол КС, представляющий собой продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты, Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола, и ПАВ НД80, представляющий собой водно-спиртовой раствор алкилфосфосфатов, а в качестве блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе глицерина используется Лапрол 6003-2Б-18, в качестве блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М, а в качестве растворителя - смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3 или метанола и пресной воды в соотношении 3:1 при следующем соотношении компонентов, мас.%.:
Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена | |
на основе глицерина: | |
Лапрол 6003-2Б-18 | 15,0-50,0 |
Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена | |
на основе этилендиамина: | |
Дипроксамин 157-65М | 50,0-15,0 |
Продукт конденсации оксиэтилированного | |
нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования | |
с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты: | |
Нефтенол КС | 1,0-5,0 |
Смесь оксиэтилированного нонилфенола и | |
триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата | |
оксиэтилированного нонилфенола: | |
Нефтенол ВВД | 1,0-5,0 |
Водно-спиртовой раствор алкилфосфатов | |
ПАВ НД 80 | 1,0-5,0 |
Растворитель: | |
Смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3 | |
или метанола и пресной воды | |
в соотношении 3:1 | остальное |