Способ разрушения водонефтяных эмульсий

Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, преимущественно, на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке, для разделения водонефтяных эмульсий (ВНЭ). Способ разрушения водонефтяных эмульсий осуществляют путем приведения в контакт с водонефтяной эмульсией деэмульгирующей композиции, содержащей кубовые остатки производства спиртов, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ и растворитель, где в качестве кубовых остатков производства спиртов используют кубовые остатки производств бутиловых спиртов, масляных альдегидов, 2-этилгексанола, 2-этилгексановой кислоты, этилена-пропилена и этилбензола, имеющие следующий химический состав, мас. %: ди(2-этилгексиловый) эфир 4,60-4,98; 2,4-диэтил-1,3-октандиол 6,80-8,50; изомасляный альдегид 0,17-0,58; н-масляный альдегид 5,48-6,13; 2-этилгексановая кислота 6,08-6,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол 3,31-3,72; бутил-2-этилгексаноат 13,98-15,03; 2-этилгексил-2-этилгексаноат 2,57-2,81; бутилбутират 1,20-1,46; 2-этилгексилбутират 1,71-1,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол-диизобутират 0,45-0,53; ангидрид 2-этилгексановой кислоты 1,79-1,93; 2-этилгексанол 0,16-0,19; 2,4-дипропил-5-этил-1,3-диоксан 0,28-0,56; Σ неидентифицированных высококипящих компонентов до 100; при этом в качестве НПАВ используют НПАВ, выбранный из ряда блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда модифицированных блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда оксиэтилированных фенольных или фенолформальдегидных смол, а в качестве растворителя - низкомолекулярные спирты или ароматические углеводороды в смеси с изопропиловым спиртом в объемном соотношении (5-7):1 соответственно, при следующем соотношении компонентов, об.%: указанный кубовый остаток 5-12, указанное НПАВ 38-45, растворитель остальное, причем суммарное количество указанного кубового остатка и указанного НПАВ составляет 50 об.%. Технический результат - повышение эффективности разделения ВНЭ при пониженной температуре +8-10°С, с обеспечением при этом высокого качества отделившейся воды, за счет снижения содержания в ней нефти и твердых взвешенных частиц, в том числе для разнородных и смешанных водонефтяных эмульсий, а также для ВНЭ с повышенным содержанием парафина, при одновременном обеспечении при этом глубокого обезвоживания нефти (остаточное содержание воды в нефти меньше 0,5%). 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, преимущественно, на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке, для разделения водонефтяных эмульсий (далее - ВНЭ).

Подготовка нефти на промыслах, которая включает разрушение водонефтяных эмульсий, занимает важное положение среди процессов, связанных с добычей, сбором и транспортировкой товарной нефти для ее последующей переработки.

Нефть, как правило, образует относительно стабильную эмульсию типа «вода в масле». В зависимости от геологического возраста и стадии разработки месторождения нефтяная эмульсия может содержать до 90-95 мас.% воды. Наряду с водой нефтяная эмульсия в общем случае содержит также от 0,1 до 25 мас.% солей и твердых веществ. Вода, соли и твердые вещества подлежат выделению из нефтяной эмульсии, прежде чем она будет подвергнута транспортировке на нефтеперерабатывающие предприятия и переработке в качестве сырой нефти.

Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют по экономическим и техническим причинам, во-первых, чтобы избежать нерентабельной транспортировки содержащейся в них воды и предотвратить или, по меньшей мере, минимизировать проблемы коррозии, а во-вторых, чтобы сократить расход потребляемой перекачивающими насосами энергии.

Таким образом, процесс разрушения нефтяной эмульсии является важной производственной стадией добычи нефти. Содержащаяся в сырой нефти вода, эмульгируемая, прежде всего, посредством природных эмульгаторов, таких как нафтеновые кислоты, асфальтены и смолы, образует стабильную эмульсию. Стабилизация нефтяной эмульсии происходит благодаря тому, что эмульгаторы уменьшают поверхностное натяжение на границе раздела водной и масляной фаз. Добавление агентов разрушения эмульсии (деэмульгаторов), то есть поверхностно-активных веществ, которые перемещаются к границе раздела масляной и водной фаз и вытесняют присутствующие в этой зоне природные эмульгаторы, может вызывать коалесценцию эмульгированных капелек воды, что в конечном итоге приводит к разделению фаз.

Одним из самых распространенных методов разрушения водонефтяных эмульсий является химическое воздействие. Химический способ разрушения нефтяных эмульсий предполагает традиционное использование реагентов - деэмульгаторов.

Деэмульгаторы - это поверхностно-активные вещества дифильной структуры. Благодаря свойству дифильности, деэмульгаторы адсорбируются на межфазных граничных поверхностных слоях частиц дисперсной фазы, за счет чего на глобулах водонефтяных эмульсий происходит разрушение защитного слоя природных стабилизаторов (асфальтены, парафины, смолы и др.) Образующиеся новые слои, ориентированные вокруг глобул и состоящие из молекул деэмульгатора, практически не обладают механической прочностью. Благодаря этому в значительной степени облегчается слияние частиц водной дисперсной фазы, что приводит к последующему разрушению эмульсии с четким разделением водного и нефтяного слоев (Позднышев Г.П., Емков А.А. Современные достижения в области подготовки нефти. М.: Наука. 1979. 253 с.).

По строению и химическому составу деэмульгаторы весьма разнообразны. В основном - это неионогенные поверхностно-активные вещества. Расход реагентов, в зависимости от устойчивости эмульсии и температуры деэмульсации, колеблется от 15-20 до 100-150 г/т.

Учитывая, что состав добываемых нефтей постоянно изменяется, а их плотность растет, как и содержание в них асфальтосмолопарафиновых веществ, а кроме того, возникает потребность в деэмульгировании смеси водонефтяных эмульсий, поступающих из различных скважин, то наблюдаемые тенденции роста научных и технологических разработок в направлении постоянного расширения способов разрушения ВНЭ с использованием широкого ассортимента отечественных деэмульгирующих средств выглядят вполне оправданными.

Кроме того, в связи с расширением объема химических производств, все большее значение имеет утилизация побочных продуктов и кубовых остатков, получаемых при этом.

Известен ряд способов разрушения (обезвоживания) водонефтяной эмульсии, при реализации которых используют указанные побочные продукты и кубовые остатки химических производств.

Так известен способ обезвоживания и обессоливания нефти, согласно которому в водонефтяную эмульсию (далее - ВНЭ) вводят состав, содержащий неионогенный деэмульгатор - блок-сополимер окисей этилена и пропилена - Реапон-4В, кубовый остаток производства бутиловых эфиров моноэтиленгликоля и диэтиленгликоля, и растворитель-метанол, при следующем соотношении компонентов, мас.%: неионогенный блок-сополимер окисей этилена и пропилена 15,0-50,0; указанный кубовый остаток 5,0-40,0; растворитель (метанол) - остальное (Патент РФ №2197513).

Недостатком этого способа является его недостаточная эффективность, т.к. используемый при его реализации деэмульгирующий состав характеризуется композиционным сочетанием реагентов, которые являются нестабильными по составу и молекулярно-массовому распределению, в частности, это происходит за счет нестабильности кубового остатка производства бутиловых эфиров моноэтиленгликоля и диэтиленгликоля. Из-за этого существенно ухудшаются как поверхностно-активные, так и реологические параметры составов, используемых в известном способе, что снижает эффективность разрушения ВНЭ.

Также известен способ разрушения нефти, при реализации которого используют деэмульгирующую композицию, включающую, в мас. ч: неионогенный деэмульгатор типа блоксополимера окисей алкиленов - 0,7-1,5; кубовые остатки производства бутанола оксосинтезом, содержащие алифатические спирты C₁-С₄ и их эфиры, - 0,2-0,8; бутилбензольную фракцию - 0,2-0,8 (Авторское свидетельство СССР №1172937). Недостатком этого способа является невысокая эффективность, за счет низких деэмульгирующих свойств используемой при его реализации композиции.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разрушения водонефтяных эмульсий, согласно которому используют деэмульгатор, в состав которого входит в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) типа блоксополимеров окисей алкиленов 0,5-3,0; растворитель - легкая пиролизная смола 0,2-0,8и кубовые остатки производства бутанола оксосинтезом, содержащие алифатические спирты С₄-С₁₀ и их эфиры 0,2-0,8 (Авторское свидетельство СССР №1057522).

Однако известный способ, при реализации которого используют указанный деэмульгатор, обладает следующими недостатками:

- невысокой эффективностью по обезвоживанию водонефтяной эмульсии, особенно при пониженной температуре (он рекомендуется к применению при температуре не ниже +18-20°С), и при наличии разнородных и смешанных из различных месторождений водонефтяных эмульсий;

- не обеспечивает глубокое обезвоживание нефти, а также не обеспечивает требуемое качество воды на стадии предварительного сброса, куда, преимущественно, и подают деэмульгатор при реализации известного способа, по содержанию нефтепродуктов и взвешенных частиц, так как алифатические спирты С₄-С₁₀, входящие в используемый по известному способу деэмульгатор, усиливают гидрофильные свойства деэмульгатора и, следовательно, увеличивают переход нефтепродуктов и взвешенных частиц в воду, что резко снижает ее качество;

- указанный известный способ практически не применим для обработки разнородных и смешанных водонефтяных эмульсий, а также ВНЭ с повышенным содержанием парафина и относительно низким содержанием смол, асфальтенов, т.к. не обеспечивает разрушение бронирующих оболочек при температуре ниже +18-20°С.

Кроме того, деэмульгатор, используемый в известном способе, имеет ухудшенные органолептические свойства, в частности, обладает резким неприятным запахом.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности разделения ВНЭ на нефтяную и водную фазы с минимальным образованием промежуточных слоев при пониженной температуре +8-10°С, с обеспечением при этом высокого качества отделившейся воды, за счет снижения содержания в ней нефти и твердых взвешенных частиц, в том числе, для разнородных и смешанных водонефтяных эмульсий, а также для ВНЭ с повышенным содержанием парафина, при одновременном обеспечении при этом глубокого обезвоживания нефти (остаточное содержание воды в нефти меньше 0,5%).

Поставленный технический результат достигается предлагаемым способом разрушения водонефтяных эмульсий путем приведения в контакт с водонефтяной эмульсией деэмульгирующей композиции, содержащей кубовые остатки производства спиртов, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ и растворитель, при этом новым является то, что в качестве кубовых остатков производства спиртов используют кубовые остатки производств бутиловых спиртов, масляных альдегидов, 2-этилгексанола, 2-этилгексановой кислоты, этилена-пропилена и этилбензола, имеющие следующий химический состав, мас. %: ди(2-этилгексиловый) эфир 4,60-4,98; 2,4 диэтил-1,3-октандиол 6,80-8,50; изомасляный альдегид 0,17-0,58; н-масляный альдегид 5,48-6,13; 2-этилгексановая кислота 6,08-6,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол 3,31-3,72; бутил-2-этилгексаноат 13,98-15,03; 2-этилгексил-2-этилгексаноат 2,57-2,81; бутилбутират 1,20-1,46; 2-этилгексилбутират 1,71-1,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол-диизобутират 0,45-0,53; ангидрид 2-этилгексановой кислоты 1,79-1,93; 2-этилгексанол 0,16-0,19; 2,4-дипропил-5-этил-1,3-диоксан 0,28-0,56; Σ неидентифицированных высококипящих компонентов до 100; при этом в качестве НПАВ используют НПАВ, выбранный из ряда блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда модифицированных блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда оксиэтилированных фенольных или фенолформальдегидных смол, а в качестве растворителя - низкомолекулярные спирты или ароматические углеводороды в смеси с изопропиловым спиртом в объемном соотношении (5-7):1 соответственно, при следующем соотношении компонентов, об. %:

указанный кубовый остаток	5-12
указанное НПАВ	38-45
растворитель	остальное,

причем суммарное количество указанного кубового остатка и указанного НПАВ составляет 50 об.%.

В качестве низкомолекулярных спиртов используют метанол или этанол.

В качестве ароматических углеводородов используют кубовые остатки производства толуола и ксилолов.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

Кубовые остатки производств бутиловых спиртов, масляных альдегидов, 2-этилгексанола, 2-этилгексановой кислоты, этилена-пропилена и этилбензола (далее - КОН-92), используемые в составе деэмульгирующей композиции, применяемой при реализации предлагаемого способа, представляют собой смесь тяжелых продуктов побочных реакций производства. Жидкость от желтоватого до светло-коричневого цвета, содержащая тяжелые спирты, сложные эфиры, альдегиды, ацетали, простые эфиры, олефины и др. Наиболее значительное количество, среди идентифицированных соединений указанных кубовых остатков, представляют ди(2-этигексиловый) эфир - 4,60-4,98 мас. %; 2,4 диэтил-1,3-октандиол - 6,80-8,50 мас. %.; н-масляный альдегид - 5,48-6,13 мас. %; 2-этилгексановая кислота - 6,08-6,87 мас. %; бутил-2-гексаноат - 13,98-15,03 мас. %. Реагент КОН-92 производится ЗАО «Сибур-Химпром» по ТУ 38.48424318-03-2000 (с изм. 1-5) под маркой «Кубовый остаток нефтехимии КОН-92» и имеет следующие физико-химические и эксплуатационные показатели:

Плотность при 20°С, г/см3	0,8-0,95
Температура вспышки в закрытом
тигле, °С, выше	61
Температура застывания, °С, не выше	минус 30
Массовая доля серы, %	отсутствие
Массовая доля воды, %, не более	1,0

Используется как компонент котельных топлив, добавка к дизельному топливу, растворитель и пластификатор для дорожных битумов.

КОН-92 представляет собой сложную смесь кислородсодержащих соединений, причем более 50% из них имеют температуру кипения выше 105°С и низкую температуру плавления (так один из основных компонентов - ди (2-этилгексиловый) эфир имеет температуру кипения 261°С и температуру плавления минус 81°С), т.е. это высокоподвижные вещества, одновременно обладающие достаточной активностью и имеющие, очевидно, дифильные свойства. Одновременно они являются пластификаторами битумов, благодаря чему обладают модифицирующим действием на асфальтены, и смолы, снижают их агрегатирующее действие, тем самым, по-видимому, увеличивая активность неионогенных ПАВ в составе деэмульгирующей композиции, используемой при реализации предлагаемого способа.

Благодаря низкой температуре застывания они, вероятно, усиливают деэмульгирующее действие НПАВ при пониженных температурах.

В прототипе кубовые остатки производства бутанола содержат более легкие кислородсодержащие соединения, которые имеют достаточно высокую растворяющую способность, но не обладают достаточной поверхностной активностью и степенью дифильности (они практически гидрофильны), что и приводит к снижению эффективности известного способа.

Используемая в предлагаемом способе деэмульгирующая композиция с кубовыми остатками КОН-92 остается долгое время стабильной. Так исследования показали, что она сохранила свои деэмульгирующие свойства даже при хранении в течение одного года.

Кубовый остаток КОН-92 при хранении в железных бочках заполимеризовался и потерял свои активные свойства. Но при хранении в стеклянной и пластиковой таре изменений не произошло.

Ингибирующие свойства используемой в предлагаемом способе деэмульгирующей композиции не определялись. Но учитывая факт полимеризации КОН-92 в железных бочках, можно предположить, что КОН-92 может образовывать на железной поверхности пленку. Таким образом, это доказывает, что деэмульгирующая композиция, используемая в заявляемом способе, если и не проявляет достаточных ингибирующих свойств, то и не промотирует коррозию.

Содержание в деэмульгирующей композиции, используемой при реализации предлагаемого способа, кубовых остатков КОН-92 в количестве 5-12 об. % обеспечивает высокую эффективность по разделению нефтяной и водной фаз с минимальным образованием промежуточных слоев при пониженной температуре +8-10°С, с обеспечением при этом высокого качества воды на стадии предварительного сброса, за счет снижения содержания в ней нефти и твердых взвешенных части, в том числе, для разнородных и смешанных водонефтяных эмульсий, а также для ВНЭ с высоким содержанием парафина. При меньшем и большем количестве этих кубовых остатков в деэмульгирующей композиции эффективность предлагаемого способа, в котором используется этот деэмульгатор, снижается, что подтверждено лабораторными и промысловыми испытаниями.

При реализации предлагаемого способа для разрушения ВНЭ, деэмульгирующую композицию вводят, преимущественно, в систему предварительного сброса воды и сбора и подготовки нефти в заданных точках, согласно технологическому регламенту, в количествах, установленных опытным путем. В зависимости от типа нефти расход может составлять от 15-20 до 150-200 г/т (это общепринятые рекомендации по использованию деэмульгаторов).

При реализации заявляемого способа в промысловых условиях осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:

- в емкости с мешалкой готовят деэмульгирующую композицию, путем введения в растворитель (низкомолекулярный спирт или смесь ароматических углеводородов с изопропиловым спиртов в объемном соотношении (5-7):1 соответственно) при перемешивании, сначала соответствующее НПАВ, потом КОН-92 в определенных заявленных объемных соотношениях. После перемешивания в течение 20 мин композиция готова к использованию. Ее разливают в бочки и поставляют к месту потребления.

- затем готовую деэмульгирующую композицию, посредством дозирующего устройства (БР - блок дозирования реагента), закачивают в систему сбора и подготовки нефти, согласно технологическому регламенту конкретного объекта подготовки нефти (например, его могут закачивать в выкидную линию удаленной скважины, на дожимной насосной станции или участковой установке предварительного сброса воды.);

- и далее указанная композиция начинает работать в цикле сбора и обезвоживания нефти.

При приготовлении деэмульгирующей композиции для предлагаемого способа, реализуемого как в лабораторных, так и промысловых условиях, были использованы следующие вещества: - кубовые остатки производств бутиловых спиртов, масляных альдегидов, 2-этилгексанола, 2-этилгексановой кислоты, этилена-пропилена и этилбензола, по ТУ 38.4842 4318-03 2000 «Кубовый остаток нефтехимии КОН-92», имеющий следующий химический состав (установлен хроматографически), мас.%: ди(2-этилгексиловый) эфир 4,60-4,98; 2,4 диэтил-1,3-октандиол 6,80-8,50; изомасляный альдегид 0,17-0,58; н-масляный альдегид 5,48-6,13; 2-этилгексановая кислота 6,08-6,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол 3,31-3,72; бутил-2-этилгексаноат 13,98-15,03; 2-этилгексил-2-этилгексаноат 2,57-2,81; бутилбутират 1,20-1,46; 2-этилгексилбутират 1,71-1,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол-диизобутират 0,45-0,53; ангидрид 2-этилгексановой кислоты 1,79-1,93; 2-этилгексанол 0,16-0,19; 2,4-дипропил-5-этил-1,3-диоксан 0,28-0,56; Σ неидентифицированных высококипящих компонентов до 100%;

- НПАВ:

- блоксополимеры окисей алкиленов:

- «Лапрол 5003-2-15» (молекулярная масса 5000±300) по ТУ 2226-006-10488057-94;

- «Лапрол 3003» (молекулярная масса 3000) по ТУ 2226-022-10488057-95;

- модифицированные блоксополимеры окисей алкиленов:

- «ДИН 10А» по ТУ 2226 001 34743072 98 с изм. 1-6;

- «Интекс 720» по ТУ 2458-005-40666476;

- «Рекод 118» по ТУ 2458-004-48680808-ОП-00 с изм 1-6;

- оксиэтилированные фенольные или фенолформальдегидные смолы:

- Реапон-3Т по ТУ 2458-070-10488057-2012 с изм 1;

- Реапон-10Т по техническим требованиям 2011.;

- растворитель:

- метанол по ТУ 113-05-323-77 с изм. 1, 2, 3, 4, 5;

- смесь ароматических углеводородов (предпочтительно, кубовые остатки производства толуола и ксилолов) с изопропиловым спиртом в объемном соотношении (5-7):1 соответственно.

При реализации предлагаемого способа в лабораторных условиях использовали деэмульгирующие композиции, приготовленные путем растворения в растворителе (в метаноле или в смеси ароматических углеводородов с изопропиловым спиртом) неионогенных ПАВ и последующего введения КОН-92 в определенном объемном соотношении.

Компонентные составы исследуемых деэмульгирующих композиций, рекомендуемых при реализации предлагаемого способа, представлены в таблице 1.

В опыте 1 таблицы 1 показан базовый реагент: Лапрол 5003 - 45 об.%; Basarol PDB 9393 - 5 об. % и метанол - 50 об. % (базовым считается наиболее эффективный реагент, который использовался до введения нового деэмульгатора). Температура застывания всех деэмульгирующих составов, приведенных в таблице 1, ниже минус 50°С. Причем в опыте 2 в качестве НПАВ использовали «Лапрол 5003»; в опыте 3 - Реапон-3Т; в опыте 4 - ДИН 10А; в опыте 5 - «Лапрол-3003». В опытах 2 и 4 в таблице 1 в качестве растворителя использовали смесь ароматических углеводородов (кубовые остатки производства толуола и ксилолов) и изопропилового спирта в объемном соотношении 5:1 и 7:1 соответственно; в остальных опытах - метанол.

Также были проведены испытания деэмульгирующей композиции из предлагаемого способа с другими заявленными конкретными реагентами НПАВ (Интекс 720, Рекод 118, Риком, СНПХ, «РЕАПОН-10Т», «РЕАПОН-16Т», «Kemelix», «Basorol») и растворителями (этанол). Результаты были практически идентичны результатам, представленным в таблицах 2 и 3.

При проведении испытаний в лабораторных условиях использовали два типа нефтей:

- водонефтяную эмульсию Уньвинского месторождения с обводненностью 48%. На указанном месторождении добывается нефть с нескольких нефтяных горизонтов и эта смесь водонефтяных эмульсий имеет плотность 0,835 г/см³, содержание смол 12%; асфальтенов 0,43%; парафинов 4,78%. Температура застывания указанной смеси ВНЭ минус 12°С;

- смесь ВНЭ Уньвинского и группы Северных месторождений (Озерное, Чашкинское, Логовское, Шершневское) в соотношении по нефти 6:1,2:0,5:0,8:1,5 соответственно в порядке упоминания, с обводненностью 28%. Указанная общая смесь ВНЭ имеет плотность 0,832 г/см³, содержание смол 10,8%; асфальтенов 1,5%; парафинов 7%. Температура застывания этой смеси ВНЭ минус 11°С.

Кроме того, помимо лабораторных испытаний, были проведены промысловые испытания предлагаемого способа на установке предварительного сброса воды.

Результаты исследований по разрушения указанных ВНЭ представлены соответственно в таблицах 2 и 3.

Результаты исследований количества и качества отделившейся воды на установке предварительного сброса при реализации предлагаемого способа представлены в таблице 4.

Исследования ВНЭ, обработанной предлагаемым способом, проводили в лабораторных условиях по общепринятой методике «bottle test».

Водонефтяная эмульсия балансовой смеси разливается в необходимое число емкостей деэмульсации (специальных отградуированных бутылочек либо цилиндров) по 100 мл в каждую емкость. Для базового деэмульгатора и испытуемой деэмульгирующей композиции ставят по два параллельных опыта.

В соответствующую водонефтяную эмульсию, согласно предлагаемому способу, дозируют испытуемые деэмульгаторы микрошприцами с заданным расходом. Дозирование обязательно осуществляется в центр верхнего зеркала эмульсии.

Выполняется встряхивание бутылочек с эмульсией от 2 до 5 минут, в зависимости от вязкости эмульсии. Все бутылочки встряхиваются одинаковое число раз в одинаковом темпе вручную, либо - на встряхивателе Вагнера.

Обработанная деэмульгатором ВНЭ ставится на отстой при заданной температуре и на заданное время, которые должны соответствовать технологическим параметрам объекта, для которого проводятся исследования (т.е. промысловым условиям по реализации предлагаемого способа).

В течение времени отстоя в каждой бутылочке замеряется количество отделившейся воды за определенные промежутки времени (фиксируется динамика отстоя). Попутно визуально фиксируется качество воды, верхнего слоя нефти, границы раздела фаз «нефть-вода».

По окончании времени отстоя для каждой бутылочки выполняются анализы:

- специальным шприцом отбирают и замеряют отделившуюся воду (до появления первой капли промежуточного слоя в шприце)

- анализ остаточного содержания воды и не разрушенной ВНЭ в полном объеме отстоявшейся нефти (проверка степени разрушения промежуточного слоя).

Полученные результаты заносятся в таблицу.

Представленные в таблицах 2 и 3 результаты показывают, что деэмульгирующая композиция по предлагаемому способу при содержании кубовых остатков КОН-92 от 5 до 12 об % обладает повышенной деэмульгирующей эффективностью на ступени предварительного сброса воды, особенно, при пониженной температуре процесса +8-10°С.

При увеличении доли КОН-92 выше 12 об. % (до 15 об % опыт 5 таблиц 1-3) деэмульгирующая эффективность деэмульгирующей композиции резко снижается, особенно, при пониженной температуре.

На ступени глубокого обезвоживания нефти, отделившейся после предварительного сброса, при температуре +45°С все испытанные деэмульгаторы по предлагаемому способу работают эффективно и обеспечивают глубину обезвоживания до требуемого качества, т.е. менее 0,5%.

При этом деэмульгирующая композиция с добавкой КОН-92, рекомендуемая при реализации заявляемого способа, дает визуально более чистую воду, более ровный раздел фаз и существенно меньшее количество промслоя.

В период 2015 года проведены опытно промышленные испытания предлагаемого способа в сравнении с известным способом с базовым деэмульгатором на Каменноложской установке подготовки нефти (УПН). Результаты испытаний представлены в таблице 4.

При этом деэмульгирующая композиция по предлагаемому способу подавалась только на дожимной насосной станции ДНС-1, перед Каменноложской УПН. На Уньвинском и Северной группе месторождений дозировали базовый деэмульгатор. Таким образом, доля деэмульгирующей композиции по предлагаемому способу составляла от 10 до 20% от общего расхода реагента. Например: режим 2 (таблица 4) - общий расход деэмульгатора составляет 30,3 г/т, в том числе деэмульгатор по предлагаемому способу - образец 2 (таблица 1) подается на стадии предварительного сброса ДНС-1 в количестве 6,3 г/т., т.е. 20,8% от общего расхода. Режим 7 (таблица 4) - общий расход деэмульгатора составляет 26,4 г/т., в том числе деэмульгатор по предлагаемому способу - образец 2 (таблица 1), подается на ДНС-1 в количестве 2,8 г/т., т.е. 10,6% от общего расхода.

В таблице 4 приведены периоды (от 15 до 20 дней), во время которых в резервуаре предварительного сброса воды сохранялась стабильная температура процесса. Отклонения не превышали ±2°С. Приведенные результаты показывают, что базовый деэмульгатор в известном способе разрушения ВНЭ при температуре +11-13°С не обеспечивает необходимую глубину обезвоживания (5,9-6,2%, в то время как должно быть по технологическим требованиям менее 5%) и имеет существенно худшее качество воды (периоды 1; 6; 8 таблицы 4).

Таким образом, данные промысловых испытаний показали, что даже частичное использование деэмульгирующей композиции по предлагаемому способу позволяет стабильно получать нефть на стадии предварительного сброса с остаточным содержанием воды 2,8-3,5% (таблица 4) при довольно низкой температуре процесса +11-12°С.

При этом качество отделившейся при реализации предлагаемого способа воды на этой стадии по содержанию нефтепродуктов (22,3-27,7%) и содержанию КВЧ (11,5-12,9%) лучше в 1,5-2 раза, чем при реализации известного способа с базовым деэмульгатором (35,8-45% и 19,4-20,0% соответственно).

Помимо прочего, это доказывает существенность признака - влияние всех компонентов, в том числе и наличие КОН-92, на достижение поставленного технического результата, обеспечиваемого предлагаемым способом.

При более высокой температуре +18-19°С предлагаемый и известный способы обеспечивают одинаковую глубину обезвоживания ВНЭ, однако качество отделившейся воды при реализации именно предлагаемого способа существенно лучше (периоды 5 и 7 таблицы 4).

1. Способ разрушения водонефтяных эмульсий путем приведения в контакт с водонефтяной эмульсией деэмульгирующей композиции, содержащей кубовые остатки производства спиртов, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ и растворитель, отличающийся тем, что в качестве кубовых остатков производства спиртов используют кубовые остатки производств бутиловых спиртов, масляных альдегидов, 2-этилгексанола, 2-этилгексановой кислоты, этилена-пропилена и этилбензола, имеющие следующий химический состав, мас.%: ди(2-этилгексиловый) эфир 4,60-4,98; 2,4-диэтил-1,3-октандиол 6,80-8,50; изомасляный альдегид 0,17-0,58; н-масляный альдегид 5,48-6,13; 2-этилгексановая кислота 6,08-6,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол 3,31-3,72; бутил-2-этилгексаноат 13,98-15,03; 2-этилгексил-2-этилгексаноат 2,57-2,81; бутилбутират 1,20-1,46; 2-этилгексилбутират 1,71-1,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол-диизобутират 0,45-0,53; ангидрид 2-этилгексановой кислоты 1,79-1,93; 2-этилгексанол 0,16-0,19; 2,4-дипропил-5-этил-1,3-диоксан 0,28-0,56; Σ неидентифицированных высококипящих компонентов до 100; при этом в качестве НПАВ используют НПАВ, выбранный из ряда блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда модифицированных блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда оксиэтилированных фенольных или фенолформальдегидных смол, а в качестве растворителя - низкомолекулярные спирты или ароматические углеводороды в смеси с изопропиловым спиртом в объемном соотношении (5-7):1 соответственно, при следующем соотношении компонентов, об.%:

указанный кубовый остаток	5-12
указанное НПАВ	38-45
растворитель	остальное,

причем суммарное количество указанного кубового остатка и указанного НПАВ составляет 50 об.%.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве низкомолекулярных спиртов используют метанол или этанол.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ароматических углеводородов используют кубовые остатки производства толуола и ксилолов.