EA020481B1

EA020481B1 - Деэмульгатор

Info

Publication number: EA020481B1
Application number: EA201200620A
Authority: EA
Inventors: Фахраддин Саттар Оглы Исмаилов; Рагим Абас оглы Дашдиев; Багир Алекпер Оглы Сулейманов; Назиля Джавад кызы Дашдиева; Атамали Меджид оглы Самедов; Алескер Дадаш оглы Ага-заде
Original assignee: Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг)
Priority date: 2011-11-03
Filing date: 2011-11-03
Publication date: 2014-11-28
Also published as: EA201200620A1

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

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Состав 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 50-65

Аминное соединение, выбранное из группы, состоящей из диэтаноламина,триэтаноламина, диэтиламина и пиперидина 5,0-8,0

Растворитель, выбранный из метанола, этанола или изопропанола остальное