RU2179993C2

RU2179993C2 - Способ получения деэмульгатора

Info

Publication number: RU2179993C2
Application number: RU2000111688/04A
Authority: RU
Inventors: И.М. Арасланов
Original assignee: Арасланов Ильдус Миннирахманович
Priority date: 2000-05-10
Filing date: 2000-05-10
Publication date: 2002-02-27

Abstract

Изобретение может быть использовано при подготовке нефти на промыслах для глубокого обезвоживания и обессоливания устойчивых нефтяных эмульсий. Способ получения деэмульгатора для обезвоживания нефтяной эмульсии заключается в том, что блоксополимер окисей этилена и пропилена средней молекулярной массы 4200 у.е. подвергают конденсации с модифицирующим агентом, в качестве которого используют либо двухосновную адипиновую кислоту, либо фталевый ангидрид, при мольном отношении блоксополимер:модифицирующий агент, равном 1: (0,5-1,2). Продукт конденсации смешивают с органическим растворителем, в качестве которого используют низкомолекулярный спирт или ароматический углеводород, или их смесь, при следующем соотношении компонентов, мас.%: продукт конденсации 30-60; растворитель 40-70. В качестве растворителя используют смесь следующего состава, мас.%: низкомолекулярный спирт 10-90; ароматический углеводород 10-90. Технический результат - повышение эффективности действия деэмульгатора, в результате чего количество отделившейся воды из эмульсии нефть - вода достигает 98,2% (степень обезвоживания). 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при подготовке нефти на промыслах для глубокого обезвоживания и обессоливания устойчивых нефтяных эмульсий.

Известен способ получения деэмульгатора путем смешения анионогенного смачивателя СВ-102 на основе натрий бис-(2-этилгексил)сукцинатосульфоната и неиногенного маслорастворимого деэмульгатора, взятых в массовом соотношении 1:(1,25-2,5) на стадии предварительного сброса пластовой воды и (1,25-2,5):1 на стадии окончательного обезвоживания и обессоливания нефти (авт. свид. 1715824, кл. С 10 G 33/04, 1989 г.).

Однако получаемый этим способом деэмульгатор малоэффективен при разрушении нефтяных эмульсий, характеризующихся высокой агрегативной устойчивостью.

Наиболее близким к заявляемым объектам является способ получения деэмульгатора в виде 50-55%-ного водно-метанольного раствора неиногенного блоксополимера окиси этилена и пропилена, представляющего собой сополимер средней молекулярной массы - 4200, содержащий 27-31 оксиэтильных звеньев и 48-55 групп окиси пропилена с торговым названием "Лапрол 4202-2Б-30", выпускаемый по ТУ 2226-039-05766801-95. Получаемый при этом деэмульгатор имеет торговую марку "Реапон-4в" и выпускается по ТУ 2226-005-10488057-94. Товарная форма представляет собой 50-55% раствор сополимера в органическом растворителе (патент 2091435, кл C 10 G 33/04, опубл. 1997 г.).

Недостатки - получаемый согласно данному способу деэмульгатор имеет недостаточно высокую эффективность.

Изобретение направлено на повышение эффективности деэмульгатора.

Это достигается тем, что в способе получения деэмульгатора для обезвоживания и обессоливания нефтяной эмульсии растворением блоксополимера окиси этилена и пропилена, последний подвергают конденсации с модифицирующим компонентом, в качестве которого используют ангидрид двухосновной кислоты или саму кислоту.

Полученный модифицированный блоксополимер окиси этилена и пропилена (продукт конденсации) растворяют в органическом растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Продукт конденсации - 30 - 60
Растворитель - 40 - 70
При этом в качестве органического растворителя используют низкомолекулярный спирт или ароматический растворитель, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Спирт - 10 - 90
Органический растворитель - 10 - 90
Способ осуществляют следующим образом.

Расчетное количество базового продукта загружают в реактор, снабженный мешалкой и рубашкой разогрева. Содержимое реактора разогревают до 80-150^oС, преимущественно до 110±5^oС. При работающей мешалке порциями загружается расчетное количество модифицирующего компонента. Перемешивание компонентов осуществляют в течение 3-20 часов при той же температуре до достижения постоянного кислотного числа. Полученные продукты конденсации, представляющие собой вязкие жидкости от светло-желтого до желтого цвета, растворяют в органическом растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Продукт конденсации - 30 - 60
Растворитель - 40 - 70
В качестве базового продукта используют блоксополимер окиси этилена или пропилена средней молекулярной массы 4200, содержащий 25-33 оксиэтильных звеньев и 45-55 групп окиси пропилена, выпускаемый под торговым названием "Лапрол 4202-2Б-30" по ТУ 2226-039-05766801-95.

В качестве модифицирующего компонента используют фталевый ангидрид по ГОСТ 6341-75 или адипиновую кислоту по ГОСТ 10558-80.

По вышеприведенной технологии были получены деэмульгаторы по примерам 1-7, 8-14, 15-21.

Пример 1. В лабораторных условиях готовят 10% раствор деэмульгатора в толуоле или изопропиловом спирте. Пробы промысловой эмульсии с 60-80 мас.% содержанием нефти заливают в 50 мл отстойники. Деэмульгатор вводят в нефть микрошприцем. Доза эмульгатора зависит от задаваемого расхода реагента. Отстойник с нефтью и деэмульгатором перемешивают в лабораторном встряхивателе в течение 10 мин с числом двойных ходов не менее 120 раз в минуту и помещают в водяную баню с заданной температурой. Количество отделившейся воды определяют через 0,5, 1,2 и 4 часа.

Обезвоженную нефть с помощью пипетки сифонируют самотеком на 3-5 мм выше раздела с водой в предварительно взвешенную колбу аппарата ДиН-Старка в соответствии с ГОСТ 2477-65 "Нефтепродукты. Метод количественного определения воды".

Содержание компонентов деэмульгатора, их соотношение, а также результаты испытаний приведены в таблице, причем в примерах 1-7 были проведены исследования на угленосной нефти Сергиевского месторождения АНК "Башнефть" (обводненность 51%) при температуре отстоя 8^oС, в примерах 8-14 - на Турнейской нефти Мелеузовского месторождения АНК "Башнефть" (обводненность 42%) при температуре отстоя 9^oС, в примерах 15-21 - на смеси Девонской и угленосной нефтей Туймазинского месторождения в соотношении 1:1, представляющей собой устойчивую эмульсию, стабилизированную сульфидом железа при температуре отстоя 20^oС.

Кроме того, на каждом из вышеуказанных видов нефти был исследован деэмульгатор по прототипу (см. примеры 7, 14, 21). Данные сведены в таблицу.

Как видно из таблицы, полученные предлагаемым способом деэмульгаторы имеют более высокую эффективность по сравнению с деэмульгаторами, полученными по способу-прототипу. Так, при использовании эмульгатора, полученного предлагаемым способом, количество отделившейся воды на нефти Сергиевского месторождения составляет 72,6-97,1% (33,3-48,3% - в прототипе), на нефти Мелеузовского месторождения - 36,1-98,2% (33,1-81,3% - в прототипе), на смеси нефтей Туймазинского месторождения - 29,4-88,1% (35,1-74,35% - в прототипе).

Claims

1. Способ получения деэмульгатора для обезвоживания нефтяной эмульсии на основе блоксополимера окисей этилена и пропилена и растворителя, отличающийся тем, что блоксополимер средней молекулярной массы 4200 у. е. подвергают конденсации с модифицирующим агентом, в качестве которого используют либо двухосновную адипиновую кислоту, либо фталевый ангидрид, при мольном отношении блоксополимер: модифицирующий агент, равном 1: (0,5-1,2), и продукт конденсации смешивают с органическим растворителем, в качестве которого используют низкомолекулярный спирт или ароматический углеводород или их смесь, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Продукт конденсации - 30 - 60
Растворитель - 40 - 70
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют смесь следующего состава, мас. %:
Низкомолекулярный спирт - 10 - 90
Ароматический углеводород - 10 - 90