EA020481B1 - Деэмульгатор - Google Patents
Деэмульгатор Download PDFInfo
- Publication number
- EA020481B1 EA020481B1 EA201200620A EA201200620A EA020481B1 EA 020481 B1 EA020481 B1 EA 020481B1 EA 201200620 A EA201200620 A EA 201200620A EA 201200620 A EA201200620 A EA 201200620A EA 020481 B1 EA020481 B1 EA 020481B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- thirty
- twenty
- diethylamine
- corrosion
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к средствам разрушения водонефтяных эмульсий и может быть использовано на объектах нефтесбора, на промышленных установках подготовки нефти, на нефтеперерабатывающих заводах и процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти при одновременной защите системы сбора, транспорта и подготовки нефти от электрохимической и микробиологической коррозии. Задачей изобретения является разработка состава комплексного действия - деэмульгатор нефти, ингибитор коррозии в углеводородных средах и асфальтеносмолопарафиновых отложений, позволяющий эффективно осуществить разделение водонефтяной эмульсии, ингибировать коррозию нефтепромыслового оборудования и асфальтеносмолопарафиновые отложения. Поставленная задача решается тем, что деэмульгатор содержит неионогенное поверхностно-активное вещество, аминное соединение диэтаноламин, или триэтаноламин, или диэтиламин, или пиперидин и растворитель метанол, или этанол, или изопропанол, где в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 3000-6000 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Description
Изобретение относится к средствам разрушения водонефтяных эмульсий и может быть использовано для обессоливания и обезвоживания нефти на объектах нефтесбора, промышленных установках подготовки нефти, на нефтеперерабатывающих заводах и процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти при одновременной защите системы сбора, транспорта и подготовки нефти от электрохимической и микробиологической коррозии.
Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, имеющий товарное название Дипроксамин-157-65М, который включает в себя азотсодержащий блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена [1].
Недостатками известного состава являются его недостаточная деэмульгирующая эффективность, отсутствие ингибирующей активности против коррозии нефтепромыслового оборудования и асфальтосмолопарафиновых отложений.
Наиболее близким к заявленному составу является деэмульгатор для обезвоживания и обессоливания нефти, содержащий в качестве неионогенного деэмульгатора оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена АФ9-12, или полиэтиленгликолевый эфир моноалкилфенола на основе полимердистиллята ОП-10, или полиэтиленгликолевый эфир фракции С3-С10 синтетических спиртов Оксанол КД-6, амин, выбранный из группы, содержащей моноэтаноламин, триэтаноламин, диэтиламин, тетраметилдипропилентриамин, пиридин, при следующем соотношении компонентов состава, мас. [2]:
АФ9-12 или ОП-10 или Оксанол КД-6, 10,0-50,0
Амин, выбранный из группы, содержащей моноэтаноламин, триэтаноламин, диэтиламин, тетраметилдипропилентриамин, пиридин 0,6-5,2
Растворитель-метиловый, или этиловый, или изопропиловый спирты, или этиленгликоль 17,7 - 67,7
Вода до 100
Состав, предложенный в прототипе, проявляет деэмульгирующую эффективность, активность ингибировать коррозию нефтепромыслового оборудования и асфальтосмолопарафиновые отложения. Однако добавление воды к растворителю приводит к образованию комплекса с амином, и в результате среда композиции в общем становится основной, и это является недостатком известного состава.
Задачей изобретения является разработка состава комплексного действия - деэмульгатор нефти, ингибитор коррозии в углеводородных средах и асфальтосмолопарафиновых отложений, позволяющего эффективно осуществить разделение водонефтяной эмульсии, ингибировать коррозию нефтепромыслового оборудования и асфальтосмолопарафиновые отложения.
Поставленная задача в изобретении решается тем, что деэмульгатор содержит неионогенное поверхностно-активное вещество, аминное соединение диэтаноламин, или триэтаноламин, или диэтиламин, или пиперидин и растворитель метанол, или этанол, или изопропанол, где в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 3000-6000 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 3000-6000 50-65
Аминное соединение - диэтаноламин или триэтаноламин или диэтиламин или пиперидин 5,0-8,0
Растворитель метанол или этанол или изопропанол остальная часть
Для приготовления деэмульгатора в качества блок-сополимера оксида этилена и оксида пропилена на основе глицерина были использованы следующие лапролы.
1. Лапрол-3003 - простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блок-сополимеризацией с окисью этилена (ТУ 6-05-2947-87).
2. Лапрол-3603-2-12 - простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блок-сополимеризацией с окисью этилена (ТУ А3 05757529-77-2003).
3. Лапрол-5003-2-15 - простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окисей этилена и пропилена с глицерином (ТУ 6-55-62-93).
4. Лапрол-6003-2Б-18 - простой полиэфир, получаемый алкоголятной полимеризацией окиси пропилена с глицерином с последующей блок-сополимеризацией с окисью этилена (ТУ 6-05-221-880-86).
Используемый в качестве растворителя метанол производится по ГОСТ 2222-78, этанол - по ТУ 609-1710-77, изопропанол - по ГОСТ 9805-84.
- 1 020481
Составы для разрушения водонефтяных эмульсий, защиты нефтепромыслового оборудования и ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений готовят простым смешением компонентов и приведены в табл. 1.
При приготовлении композиций в отличие от прототипа вода не используется. Определено, что среда (рН) аминных соединений равна ~9-10. При растворении их в воде основность среды еще повышается (рН ~11-12). Видимо, во время растворения атом азота, находящийся в амине, переходит в четверI +
-Ν-_.
тичное состояние 1 -он . Для подтверждения этого факта диэтиламин был растворен в воде. Выяснено, что рН водного раствора диэтиламина равен ~11-12, а исходного диэтиламина ~9-10.
Таблица 1
Компоненты композиции | Составы, % мае. | |||||||||||||||
Блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе глицерина: | I | 11 | III | IV | V | VI | VII | VIII | IX | X | XI | XII | XIII | XIV | XV | XVI |
Лапрол-3003 | 53 | 58 | 63 | 65 | ||||||||||||
Лапрол-3603-2-12 | 50 | 55 | 60 | 62 | 65 | |||||||||||
Лапрол-5003-2-15 | 51 | 55 | 58 | 62 | ||||||||||||
Лапрол-6003-2В-18 | 50 | 55 | 60 | |||||||||||||
Аминное соединение: Диэтаноламин | 6 | 6 | 5 | 8 | ||||||||||||
Триэтаноламин | 6 | 7 | 5 | 8 | ||||||||||||
Диэтиламин | 7 | 8 | 5 | 8 | ||||||||||||
Пиперидин | 5 | 8 | 7 | 8 | ||||||||||||
Растворитель: метанол | 45 | 35 | 30 | 35 | 41 | 30 | ||||||||||
Изопропанол | 30 | 28 | 39 | 40 | 43 | 37 | 32 | |||||||||
Этанол | 41 | 36 | 36 |
Значит, во время растворения диэтиламина в воде атом азота переходит в четвертичное состояние Н2П+(С2Н5)2 -ОН [3].
Состав деэмульгатора, предназначенный для разрушения водонефтяных эмульсий, защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений, охарактеризован нижеследующими физико-химическими свойствами:
Внешний вид прозрачная жидкость от желтого до оранжево-желтого цвета
Плотность, кг/м3 (20°С) 980-995
Растворимость в нефти растворяется
Температура застывания, °С ниже минус 30°С
Среда (рН) 8-10
Полученные составы испытаны на деэмульгирующую активность, на эффективность ингибировать коррозию нефтепромыслового оборудования и асфальтосмолопарафиновые отложения.
Приведем данные о физико-химических характеристиках нефтей, использованных при проведении испытаний. Нефть, взятая из НГДУ Нефт Дашлары: плотность при 20°С, кг/м3 - 887, содержит 10,5% воды, 530 мг/л хлоридных солей, 0,081% механических примесей. Нефть из месторождения НГДУ имени Н. Нариманова: плотность при 20°С, кг/м3 - 856, содержит 30% воды, 650 мг/л хлоридных солей, 0,130% механических примесей.
В водонефтяную эмульсию дозируют испытываемый деэмульгатор и встряхивают на лабораторном встряхивателе в течение 10 мин при комнатной температуре. Обезвоживание водонефтяной эмульсии и очистку от механических примесей с помощью составов проводят методами, указанными в [4, 5]. Определение содержания остаточной воды в нефти проводят по ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.
Результаты испытаний по разрушению водонефтяных эмульсий с составами, претендуемыми на изобретение, представлены в табл. 2.
Анализ данных, представленных в таблице показывает, что деэмульгирующая способность составов высокая и при деэмульсации с этими составами нефтяных эмульсий НГДУ Нефт дашлары и им. Н. Нариманова, содержащие 10,5 и 30% воды, 530 и 650 мг/л хлоридных солей, 0,081 и 0,130% механических примесей, количество остаточной воды, хлоридных солей и механических примесей в нефти после деэмульсации соответствует требованиям ТУ А3 0136002-29-97.
Антикоррозионную активность предлагаемого состава оценивают гравиметрическим методом на стандартной модели пластовой воды с минерализацией 190 г/л, плотностью 1,122 г/см3, содержанием Н28 - 100 мг/л. Испытание проводят в течение 6 ч на лабораторной установке типа колесо в закрытой системе со скоростью движения испытуемой среды 0,4 м/с.
Эффективность предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) оценивают по следующим показателям:
по отмыву пленки нефти композиций; по величине дисперсии АСПО в среде композиции;
- 2 020481 по отмыву АСПО.
Определение отмыва нефти осуществляют в следующем порядке. В стеклянную пробирку до определенной метки наливают нефть, обработанную реагентом из расчета 0,005% на активную основу и отстаивают 20 мин. Затем нефть выливают, а в пробирку до половины наливают пластовую воду, добавляют нефть до метки. Пробирку закрывают шлифованной пробкой, после чего одновременно с включением 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 с, хорошим - за 60 с и удовлетворительным - за 180 с.
Таблица 2
Месторождение отбора водо-нефтяной эмульсии | Номер состава | Расход состава, г/т | Время контакта, минута | Компоненты в составе нефти после деэмульсации | ||
Вода, % | Хлоридные соли, мг/л | Механические примеси, % | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
НГДУ «Нефт | 20 | 30 | 0.3 | 108.2 | 0.042 | |
Дашлары» | I | 20 | 60 | 0.1 | 97.6 | 0.038 |
40 | 30 | 0.03 | 12.8 | 0.013 | ||
20 | 30 | 0.38 | 122.3 | 0.070 | ||
п | 20 | 60 | 0.25 | 105.6 | 0.052 | |
40 | 30 | 0.05 | 11.5 | 0.030 | ||
20 | 30 | 0.40 | 117.6 | 0.065 | ||
ΙΠ | 20 | 60 | 0.27 | 98.7 | 0.043 | |
40 | 30 | 0.03 | 10.5 | 0.022 | ||
20 | 30 | 0.36 | 105.3 | 0.075 | ||
IV | 20 | 60 | 0.19 | 88.9 | 0.053 | |
40 | 30 | 0.03 | 14.5 | 0.029 | ||
20 | 30 | 0.42 | 117.6 | 0.076 | ||
V | 20 | 60 | 0.23 | 85.3 | 0.059 | |
40 | 30 | 0.06 | 13.2 | 0.031 | ||
20 | 30 | 0.39 | 122.8 | 0.069 | ||
VI | 20 | 60 | 0.20 | 86.3 | 0.047 | |
40 | 30 | 0.06 | 17.3 | 0.028 | ||
20 | 30 | 0.38 | 117.5 | 0.073 | ||
VII | 20 | 60 | 0.20 | 88.5 | 0.056 | |
40 | 30 | 0.03 | 14.2 | 0.019 | ||
20 | 30 | 0.36 | 103.8 | 0.065 | ||
VIII | 20 | 60 | 0.18 | 91.0 | 0.043 | |
40 | 30 | Следы | 11.8 | 0.022 | ||
20 | 30 | 0.32 | 98.9 | 0.065 | ||
IX | 20 | 60 | 0.19 | 56.3 | 0.039 | |
40 | 30 | Следы | 10.5 | 0.019 | ||
20 | 30 | 0.42 | 122.3 | 0.073 | ||
X | 20 | 60 | 0.28 | 95.6 | 0.049 | |
40 | 30 | 0.06 | 17.3 | 0.027 | ||
20 | 30 | 0.39 | 105.6 | 0.070 | ||
XI | 20 | 60 | 0.20 | 87.3 | 0.056 | |
40 | 30 | 0.03 | 16.8 | 0.023 | ||
20 | 30 | 0.38 | 103.3 | 0.073 | ||
XII | 20 | 60 | 0.20 | 83.6 | 0.049 | |
40 | 30 | Следы | 12.8 | 0.018 |
- 3 020481
XIII | 20 20 40 | 30 60 30 | 0.36 0.18 Следы | 105.7 82.3 11.9 | 0.069 0.048 0.020 | |
20 | 30 | 0.42 | 112.3 | 0.065 | ||
XIV | 20 | 60 | 0.28 | 80.8 | 0.045 | |
40 | 30 | 0.06 | 12.3 | 0.018 | ||
20 | 30 | 0.39 | 106.6 | 0.070 | ||
XV | 20 | 60 | 0.21 | 80.3 | 0.053 | |
40 | 30 | 0.03 | 13.6 | 0.022 | ||
20 | 30 | 0.36 | 106.6 | 0.065 | ||
XVI | 20 | 60 | 0.18 | 81.9 | 0.048 | |
40 | 30 | Следы | 12.3 | 0.017 | ||
20 | 30 | 1.5 | 121.0 | 0.095 | ||
I | 20 | 60 | 0.8 | 103.8 | 0.061 | |
40 | 30 | 0.09 | 36.5 | 0.036 | ||
20 | 30 | 1.10 | 120.8 | 0.087 | ||
НГДУ имени | II | 20 | 60 | 0.72 | 80.3 | 0.050 |
Н.Нариманова | 40 | 30 | 0.09 | 33.6 | 0.028 | |
20 | 30 | 0.91 | 118.3 | 0.085 | ||
III | 20 | 60 | 0.46 | 81.5 | 0.046 | |
40 | 30 | 0.06 | 32.8 | 0.026 | ||
20 | 30 | 0.83 | 115.6 | 0.080 | ||
IV | 20 | 60 | 0.42 | 80.3 | 0.039 | |
40 | 30 | 0.06 | 31.9 | 0.026 | ||
20 | 30 | 0.75 | 106.5 | 0.085 | ||
V | 20 | 60 | 0.38 | 81.2 | 0.046 | |
40 | 30 | 0.06 | 28.3 | 0.028 | ||
20 | 30 | 0.73 | 100.3 | 0.075 | ||
VI | 20 | 60 | 0.33 | 75.6 | 0.038 | |
40 | 30 | 0.03 | 19.8 | 0.022 | ||
20 | 30 | 0.65 | 95.3 | 0.072 | ||
VII | 20 | 60 | 0.28 | 69.7 | 0.035 | |
40 | 30 | 0.03 | 17.3 | 0,019 | ||
20 | 30 | 0.53 | 88.7 | 0.068 | ||
VIII | 20 | 60 | 0.19 | 46.3 | 0.037 | |
40 | 30 | 0.03 | 15.7 | 0.019 | ||
20 | 30 | 0.42 | 85.3 | 0.065 | ||
IX | 20 | 60 | 0.21 | 46.0 | 0.037 | |
40 | 30 | Следы | 14.9 | 0.017 | ||
20 | 30 | 0.78 | 106.5 | 0.078 | ||
X | 20 | 60 | 0.37 | 93.2 | 0.046 | |
40 | 30 | 0.09 | 23.7 | 0.028 | ||
20 | 30 | 0.63 | 101.3 | 0.069 | ||
XI | 20 | 60 | 0.42 | 88.6 | 0.038 | |
40 | 30 | 0.06 | 20.4 | 0.022 | ||
20 | 30 | 0.45 | 95.6 | 0.071 | ||
XII | 20 | 60 | 0.22 | 41.3 | 0.035 | |
40 | 30 | 0.03 | 13.7 | 0.019 | ||
20 | 30 | 0.43 | 95.6 | 0.065 | ||
XIII | 20 | 60 | 0.20 | 38.3 | 0.035 | |
40 | 30 | ΙζΙοπ | 11.6 | 0.017 | ||
20 | 30 | 0.65 | 115.6 | 0.085 | ||
XIV | 20 | 60 | 0.38 | 83.3 | 0.045 | |
40 | 30 | 0.09 | 20.2 | 0.022 | ||
20 | 30 | 0.460 | 106.5 | 0.075 | ||
XV | 20 | 60 | 0.35 | 80.5 | 0.045 | |
40 | 30 | 0.06 | 18.8 | 0.018 | ||
20 | 30 | 0.53 | 106.5 | 0.075 | ||
XVI | 20 | 60 | 0.28 | 79.3 | 0.040 | |
40 | 30 | 0.03 | 17.6 | 0.018 |
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 АСПО весом 0,5 г. Содержимое колбы нагревают до расплавления парафина (60-90°С), а затем охлаждают, перемешивая. После охлаждения до 20-25°С замеряют величину частиц дисперсии парафина и площадь рабочей поверхности колбы, не покрытой (замазанной) АСПО.
Согласно методике результат считается отличным при величине дисперсии 0,1-1 мм, хорошим при величине дисперсии 1-2 мм, удовлетворительным при величине дисперсии 2-5 мм, неудовлетворительным при величине дисперсии >5 мм. При оценке метода отмыва АСПО с поверхности результат считает- 4 020481 ся отличным, если доля отмыва поверхности от АСПО в % составляет 90-100, хорошим 80-90, удовлетворительным 50-80 и плохим <50. Результаты испытаний предлагаемого состава приведены в табл. 3. Испытания проведены с нефтью, отобранной из НГДУ Нефт Дашлары.
Таблица 3
Номер состава | Защитный эффект от коррозии,%, С=40 мг/л | Эффект предотвращения АСПО | |||
Отмыв нефтяной пленки | Средней размер дисперсных частиц, мм | Доля отмыва АСПО от поверхности, % | |||
% / сек | Оценка | ||||
I | 86 | 70/60 | хорошо | 3 | 96 |
и | 88 | 75/60 | хорошо | 2 | 97 |
III | 89 | 80/60 | хорошо | 2 | 99 |
IV | 91 | 70/30 | отлично | 1 | 100 |
V | 88 | 80/60 | хорошо | 2 | 98 |
VI | 90 | 85/60 | хорошо | 2 | 98 |
VII | 92 | 70/30 | отлично | 2 | 99 |
VIII | 95 | 80/30 | отлично | 1 | 100 |
IX | 98 | 90/30 | отлично | 1 | 100 |
X | 88 | 80/60 | хорошо | 2 | 97 |
XI | 90 Ί | 85/60 | хорошо | 2 | 98 |
хи | 93 | 75/30 | ОТЛИЧНО | 1 | 100 |
XIII | 95 | 80/30 | отлично | 1 | 100 |
XIV | 88 | 80/60 | хорошо | 2 | 98 |
XV | 91 | 80/30 | отлично | 1 | 100 |
XVI | 94 | 85/30 | отлично | 1 | 100 |
Анализ данных, представленных в таблице, показывает, что заявленный состав позволяет эффективно защищать нефтепромысловое оборудование от коррозии и АСПО.
Литература
1. А.с 1773932, МПК С10О 33/04.
2. Патент КИ 2036952, МПК С10О 33/04 (прототип).
3. Азабоу Ζ.Η., Аца-/абе Α.Ό., Айшабоуа С.А., ЫазЛоуа Зй.М., КаЫшоу К.А., АНуеуа О.З. Зуп1йе515 оР зшТаее-аейуе е1йеш апб ез1ег8 Ьазеб оп (б1)ше1йу1ашто е!йапо1 апб ргору1епе ох1бе // Сеог§1а сйеш1са1 ]оигпа1. 2003, уо1. 3, Ио 3, р. 205-211.
4. Левченко Д.М. и др. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М., Химия, 1967, 133 с.
5. Дехтерман А.Ш. Лаборант нефтеперерабатывающего завода. М.: Химия, 1989, 80 с.
Claims (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСостав деэмульгатора, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, аминное соединение, выбранное из группы, состоящей из диэтаноламина, триэтаноламина, диэтиламина и пиперидина, и растворитель, выбранный из метанола, этанола или изопропанола, отличающийся тем, что в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 3000-6000 при следующем соотношении компонентов, мас.%:Блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 3000-6000 50-65Аминное соединение, выбранное из группы, состоящей из диэтаноламина,триэтаноламина, диэтиламина и пиперидина 5,0-8,0Растворитель, выбранный из метанола, этанола или изопропанола остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EA201200620A EA020481B1 (ru) | 2011-11-03 | 2011-11-03 | Деэмульгатор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EA201200620A EA020481B1 (ru) | 2011-11-03 | 2011-11-03 | Деэмульгатор |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201200620A1 EA201200620A1 (ru) | 2013-05-30 |
EA020481B1 true EA020481B1 (ru) | 2014-11-28 |
Family
ID=48483769
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201200620A EA020481B1 (ru) | 2011-11-03 | 2011-11-03 | Деэмульгатор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
EA (1) | EA020481B1 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2036952C1 (ru) * | 1992-03-24 | 1995-06-09 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Сатурн" | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти |
RU2141502C1 (ru) * | 1999-01-25 | 1999-11-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий |
RU2152425C1 (ru) * | 1999-10-28 | 2000-07-10 | Зотова Альбина Михайловна | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений |
RU2152976C1 (ru) * | 1999-07-28 | 2000-07-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений |
CN102093526A (zh) * | 2010-11-25 | 2011-06-15 | 句容宁武高新技术发展有限公司 | 一种油田用破乳剂的制备方法 |
-
2011
- 2011-11-03 EA EA201200620A patent/EA020481B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2036952C1 (ru) * | 1992-03-24 | 1995-06-09 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Сатурн" | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти |
RU2141502C1 (ru) * | 1999-01-25 | 1999-11-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий |
RU2152976C1 (ru) * | 1999-07-28 | 2000-07-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений |
RU2152425C1 (ru) * | 1999-10-28 | 2000-07-10 | Зотова Альбина Михайловна | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений |
CN102093526A (zh) * | 2010-11-25 | 2011-06-15 | 句容宁武高新技术发展有限公司 | 一种油田用破乳剂的制备方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA201200620A1 (ru) | 2013-05-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2697360C2 (ru) | Очистители газа | |
KR101002529B1 (ko) | 정유 탈염 공정에서의 금속 및 아민 제거 개선용 첨가제 | |
AU2016225821B2 (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
BRPI0620030A2 (pt) | processo para separar misturas | |
US10385256B2 (en) | Composition of biodegradable surfactants for separating impurities in a hydrocarbon | |
RU2495090C2 (ru) | Обладающая синергическим действием добавка для процесса экстракции, состоящая из смеси кислот, и способ ее применения | |
US5693257A (en) | Compositions and method for breaking water-in-oil emulsions | |
EP3092326A1 (en) | Corrosion inhibitors | |
ES2751385T3 (es) | Métodos para la eliminación de sólidos de las corrientes de hidrocarburos | |
EA020481B1 (ru) | Деэмульгатор | |
US9410074B2 (en) | Compositions and methods for inhibiting naphthenate solids formation from liquid hydrocarbons | |
RU2250246C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений | |
RU2549538C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий | |
RU2263133C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и солеотложений | |
RU2549534C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии | |
Rocha et al. | Thermochemical process to remove sludge from storage tanks | |
RU2152976C1 (ru) | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и ингибирования асфальтено-смолопарафиновых отложений | |
RU2717859C1 (ru) | Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений | |
RU2549189C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защита промыслового оборудования от коррозии | |
RU2129585C1 (ru) | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти, ингибирования коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений | |
Borhan et al. | Synthesis and Evaluation of Novel Naphthenate Inhibitor Demulsifier from Fatty Hydrazide Derivatives | |
RU2036952C1 (ru) | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти | |
MX2013001162A (es) | Composiciones y metodos para separar emulsiones usando las mismas. | |
CA2638266C (en) | Compositions and methods for mitigating or preventing emulsion formation in hydrocarbon bodies | |
PL237624B1 (pl) | Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |