RU2621675C1

RU2621675C1 - Procedure for decomposition of water-oil emulsions

Info

Publication number: RU2621675C1
Application number: RU2016123675A
Authority: RU
Inventors: Владимир Михайлович Шуверов; Леонид Михайлович Шипигузов; Валерий Германович Рябов
Original assignee: Владимир Михайлович Шуверов; Леонид Михайлович Шипигузов; Валерий Германович Рябов
Priority date: 2016-06-14
Filing date: 2016-06-14
Publication date: 2017-06-07

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: procedure for decomposition of water-oil emulsions is carried out by bringing into contact with the water-oil emulsion of a demulsifying composition containing bottoms of alcohol production, a nonionogenic surfactant and a solvent using as bottoms of alcohol production the production bottoms of butyl alcohols, oil aldehydes, 2-ethylhexanol, 2-ethylhexanoic acid, ethylene-propylene and ethylbenzene, having the following chemical composition, wt %: diester (2-ethylhexyl) 4.60-4.98; 2.4-diethyl-1.3-octanediol 6.80-8.50; isobutyric aldehyde 0.17-0.58; N-butyraldehyde 5.48-6.13; 2-ethylhexanoic acid 6.08-6.87; 2.2.4-trimethyl-1.3-pentanediol 3.31-3.72; butyl-2-ethylhexanoate 13.98-15.03; 2-ethylhexyl-2-ethylhexanoate 2.57-2.81; butyl butyrate 1.20-1.46; 2-ethylhexyl butyrate 1.71-1.87; 2.2.4-trimethyl-1.3-pentadiol-diisobutyrate 0.45-0.53; 2-ethylhexanoic acid anhydride 1.79-1.93; 2-ethylhexanol 0.16-0.19; 2,4-dipropyl-5-ethyl-1.3-dioxane 0.28-0.56; Σ unidentified high-boiling components up to 100. The nonionogenic surfactant is selected from the group of block copolymers of alkylene oxides, or from a number of modified block copolymers of alkylene oxides, or from a series of oxyethylated phenolic or phenol formaldehyde resins, and as a solvent, low molecular weight alcohols or aromatic hydrocarbons in a mixture with isopropyl alcohol in a volume ratio of (5 -7):1, respectively, with the following component ratio, vol. %: the indicated bottoms 5-12, the specified nonionogenic surfactant 38-45, the solvent is the rest. The total amount of the noted bottoms and nonionogenic surfactant is 50 vol. %.

EFFECT: increased efficiency of water-oil emulsions separation at a reduced temperature, while ensuring the high quality of the separated water, by reducing the content of oil and particulate matter in it, including manifold and mixed water-oil emulsions, as well as for water-oil emulsions with increased content of paraffin, at the same time ensuring deep dehydration of oil.

3 cl, 4 tbl

Description

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).The invention relates to the field of oil preparation and can be used in the oil and oil refining industries, mainly at the stage of oil preparation for its transportation and processing, for the separation of oil-water emulsions (hereinafter - VNE).

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.The preparation of oil in the fields, which includes the destruction of oil-water emulsions, occupies an important position among the processes associated with the production, collection and transportation of marketable oil for its subsequent processing.

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.Oil, as a rule, forms a relatively stable water-in-oil emulsion. Depending on the geological age and stage of field development, the oil emulsion may contain up to 90-95 wt.% Water. Along with water, an oil emulsion generally also contains from 0.1 to 25% by weight of salts and solids. Water, salts and solids are to be separated from the oil emulsion before it is transported to refineries and refined as crude oil.

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.The destruction of oil emulsions is carried out for economic and technical reasons, firstly, to avoid unprofitable transportation of the water contained in them and to prevent or at least minimize corrosion problems, and secondly, to reduce the energy consumption of the transfer pumps.

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.Thus, the process of destruction of the oil emulsion is an important production stage of oil production. The water contained in crude oil, emulsified primarily through natural emulsifiers, such as naphthenic acids, asphaltenes and resins, forms a stable emulsion. The stabilization of the oil emulsion is due to the fact that emulsifiers reduce the surface tension at the interface between the aqueous and oil phases. The addition of emulsion breakdown agents (demulsifiers), i.e. surfactants that move to the interface between the oil and water phases and displace the natural emulsifiers present in this zone, can cause coalescence of emulsified water droplets, which ultimately leads to phase separation.

Одним из самых распространенных методов разрушения водонефтяных эмульсий является химическое воздействие. Химический способ разрушения нефтяных эмульсий предполагает традиционное использование реагентов - деэмульгаторов.One of the most common methods for breaking oil-water emulsions is chemical exposure. The chemical method of destruction of oil emulsions involves the traditional use of reagents - demulsifiers.

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.).Demulsifiers are surfactants of a diphilic structure. Due to the property of diphilicity, demulsifiers are adsorbed on the interfacial boundary surface layers of particles of the dispersed phase, due to which the protective layer of natural stabilizers (asphaltenes, paraffins, resins, etc.) breaks down on the globules of water-oil emulsions. New new layers are formed, oriented around the globules and consisting of demulsifier molecules practically do not possess mechanical strength. Due to this, the coalescence of particles of the aqueous dispersed phase is greatly facilitated, which leads to the subsequent destruction of the emulsion with a clear separation of the water and oil layers (Pozdnyshev G.P., Emkov A.A. Modern achievements in the field of oil preparation. M .: Nauka. 1979 253 p.).

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.Demulsifiers are very diverse in structure and chemical composition. Basically, these are nonionic surfactants. The consumption of reagents, depending on the stability of the emulsion and the temperature of demulsification, ranges from 15-20 to 100-150 g / t.

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.Considering that the composition of the extracted oils is constantly changing, and their density is growing, as is the content of asphalt-resin-paraffin substances in them, and in addition, there is a need for demulsification of a mixture of oil-water emulsions coming from various wells, the observed trends in the growth of scientific and technological developments in the direction of constant the expansion of the methods for destroying VNE using a wide range of domestic demulsifying agents seems quite justified.

Кроме того, в связи с расширением объема химических производств, все большее значение имеет утилизация побочных продуктов и кубовых остатков, получаемых при этом.In addition, in connection with the expansion of the volume of chemical production, the utilization of by-products and bottoms resulting from this is becoming increasingly important.

Известен ряд способов разрушения (обезвоживания) водонефтяной эмульсии, при реализации которых используют указанные побочные продукты и кубовые остатки химических производств.A number of known methods for the destruction (dehydration) of an oil-water emulsion, the implementation of which uses these by-products and still bottoms of chemical industries.

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).So there is a known method of dehydration and desalting of oil, according to which a composition containing a nonionic demulsifier - a block copolymer of ethylene and propylene oxides - Reapon-4B, bottoms of the production of butyl ethers of monoethylene glycol and diethylene glycol, and a solvent are introduced into a water-oil emulsion (hereinafter - VNE) , in the following ratio of components, wt.%: nonionic block copolymer of ethylene oxide and propylene 15.0-50.0; the specified VAT residue of 5.0-40.0; solvent (methanol) - the rest (RF Patent No. 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.The disadvantage of this method is its lack of effectiveness, because the demulsifying composition used in its implementation is characterized by a composite combination of reagents that are unstable in composition and molecular weight distribution, in particular, this is due to the instability of the bottoms of the production of butyl ethers of monoethylene glycol and diethylene glycol. Because of this, both surface-active and rheological parameters of the compositions used in the known method are significantly degraded, which reduces the efficiency of the destruction of VE.

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.Also known is a method of destruction of oil, the implementation of which uses a demulsifying composition, including, in wt. h: non-ionic demulsifier type block copolymer of alkylene oxides - 0.7-1.5; bottoms from the production of butanol by oxosynthesis, containing C ₁ -C ₄ aliphatic alcohols and their esters, 0.2-0.8; butylbenzene fraction - 0.2-0.8 (USSR Author's Certificate No. 1172937). The disadvantage of this method is its low efficiency, due to the low demulsifying properties of the composition used in its implementation.

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).Closest to the proposed invention is a method of breaking oil-water emulsions, according to which a demulsifier is used, which includes in wt.%: Nonionic surfactant (nonionic surfactant) such as block copolymers of alkylene oxides 0.5-3.0; the solvent is a light pyrolysis resin of 0.2-0.8 and cubic residues of butanol production by oxosynthesis containing C ₄ -C ₁₀ aliphatic alcohols and their esters 0.2-0.8 (USSR Author's Certificate No. 1057522).

Однако известный способ, при реализации которого используют указанный деэмульгатор, обладает следующими недостатками:However, the known method, the implementation of which uses the specified demulsifier, has the following disadvantages:

- 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;- low efficiency for dehydration of oil-water emulsions, especially at low temperatures (it is recommended for use at temperatures not lower than + 18-20 ° C), and in the presence of heterogeneous and mixed from various deposits of oil-water emulsions;

- 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;- does not provide deep dehydration of oil, and also does not provide the required water quality at the preliminary discharge stage, where, mainly, a demulsifier is supplied when implementing the known method, according to the content of oil products and suspended particles, since C ₄ -C ₁₀ aliphatic alcohols included in the demulsifier used according to the known method enhances the hydrophilic properties of the demulsifier and, therefore, increase the conversion of oil products and suspended particles into water, which sharply reduces its quality;

- 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.- the specified known method is practically not applicable for the treatment of heterogeneous and mixed water-oil emulsions, as well as VNE with a high content of paraffin and a relatively low content of resins, asphaltenes, because does not provide destruction of the armor shells at temperatures below + 18-20 ° C.

Кроме того, деэмульгатор, используемый в известном способе, имеет ухудшенные органолептические свойства, в частности, обладает резким неприятным запахом.In addition, the demulsifier used in the known method has impaired organoleptic properties, in particular, has a sharp unpleasant odor.

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%).The technical result achieved by the present invention is to increase the efficiency of the separation of VNE into oil and water phases with a minimum formation of intermediate layers at a low temperature of + 8-10 ° C, while ensuring the high quality of the separated water, by reducing the oil content in it and solid suspended particles, including those for heterogeneous and mixed water-oil emulsions, as well as for VNE with a high content of paraffin, while ensuring deep oil dehydration (OS atochnoe water content in the oil is less than 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. %:The technical result achieved is achieved by the proposed method for the destruction of water-oil emulsions by bringing into contact with a water-oil emulsion a demulsifying composition containing bottoms of alcohol production, nonionic surfactant nonionic surfactants and solvent, while new is that bottoms of alcohol production are used as bottoms of alcohol production productions of butyl alcohols, butyric aldehydes, 2-ethylhexanol, 2-ethylhexanoic acid, ethylene-propylene and ethylbenzene, having the following chemical composition, wt. %: di (2-ethylhexyl) ether 4.60-4.98; 2.4 diethyl-1,3-octanediol 6.80-8.50; isobutyric aldehyde 0.17-0.58; n-butyric aldehyde 5.48-6.13; 2-ethylhexanoic acid 6.08-6.87; 2,2,4-trimethyl-1,3-pentadiol 3.31-3.72; butyl 2-ethylhexanoate 13.98-15.03; 2-ethylhexyl-2-ethylhexanoate 2.57-2.81; butyl butyrate 1.20-1.46; 2-ethylhexyl butyrate 1.71-1.87; 2,2,4-trimethyl-1,3-pentadiol-diisobutyrate 0.45-0.53; 2-ethylhexanoic acid anhydride 1.79-1.93; 2-ethylhexanol 0.16-0.19; 2,4-dipropyl-5-ethyl-1,3-dioxane 0.28-0.56; Σ unidentified high boiling components up to 100; in this case, nonionic surfactants are used as nonionic surfactants, selected from a number of block copolymers of alkylene oxides, or from a number of modified block copolymers of alkylene oxides, or from a number of ethoxylated phenolic or phenol formaldehyde resins, and low molecular weight alcohols or aromatic hydrocarbons mixed with isopropyl alcohol in a volume ratio as a solvent (5-7): 1, respectively, in the following ratio of components, vol. %:

указанный кубовый остатокspecified bottoms 5-125-12 указанное НПАВspecified nonionic surfactants 38-4538-45 растворительsolvent остальное,rest,

причем суммарное количество указанного кубового остатка и указанного НПАВ составляет 50 об.%.moreover, the total amount of the specified VAT residue and the specified nonionic surfactant is 50 vol.%.

В качестве низкомолекулярных спиртов используют метанол или этанол.As low molecular weight alcohols, methanol or ethanol is used.

В качестве ароматических углеводородов используют кубовые остатки производства толуола и ксилолов.As aromatic hydrocarbons, bottoms of toluene and xylene production are used.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.The specified technical result is achieved due to the following.

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:The bottoms of the production of butyl alcohols, butyric aldehydes, 2-ethylhexanol, 2-ethylhexanoic acid, ethylene-propylene and ethylbenzene (hereinafter referred to as KOH-92) used in the composition of the demulsifying composition used in the implementation of the proposed method are a mixture of heavy side reaction products production. A yellowish to light brown liquid containing heavy alcohols, esters, aldehydes, acetals, ethers, olefins, etc. The most significant amount among the identified compounds of these bottoms is di (2-ethylhexyl) ether - 4.60 -4.98 wt. %; 2.4 diethyl-1,3-octanediol - 6.80-8.50 wt. % .; n-butyric aldehyde - 5.48-6.13 wt. %; 2-ethylhexanoic acid - 6.08-6.87 wt. %; butyl 2-hexanoate - 13.98-15.03 wt. % The reagent KON-92 is produced by Sibur-Khimprom CJSC in accordance with TU 38.48424318-03-2000 (with amendment 1-5) under the brand name Kub-92 petrochemical residue KON-92 and has the following physicochemical and operational characteristics:

Плотность при 20°С, г/см³ Density at 20 ° C, g / cm ³ 0,8-0,950.8-0.95 Температура вспышки в закрытомIndoor Flash Point тигле, °С, вышеcrucible, ° C, higher 6161 Температура застывания, °С, не вышеPour point, ° C, not higher минус 30minus 30 Массовая доля серы, %Mass fraction of sulfur,% отсутствиеlack of Массовая доля воды, %, не болееMass fraction of water,%, no more 1,01,0

Используется как компонент котельных топлив, добавка к дизельному топливу, растворитель и пластификатор для дорожных битумов.It is used as a component of boiler fuels, an additive to diesel fuel, a solvent and a plasticizer for road bitumen.

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.KOH-92 is a complex mixture of oxygen-containing compounds, with more than 50% of them having a boiling point above 105 ° C and a low melting point (so one of the main components, di (2-ethylhexyl) ether, has a boiling point of 261 ° C and a melting point minus 81 ° C), i.e. these are highly mobile substances, simultaneously possessing sufficient activity and obviously having diphilic properties. At the same time, they are plasticizers of bitumen, due to which they have a modifying effect on asphaltenes, and resins reduce their aggregating effect, thereby, apparently, increasing the activity of nonionic surfactants in the composition of the demulsifying composition used in the implementation of the proposed method.

Благодаря низкой температуре застывания они, вероятно, усиливают деэмульгирующее действие НПАВ при пониженных температурах.Due to the low pour point, they probably enhance the demulsifying effect of nonionic surfactants at low temperatures.

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.In the prototype, bottoms of butanol production contain lighter oxygen-containing compounds that have a sufficiently high dissolving ability, but do not have sufficient surface activity and a degree of diphilicity (they are practically hydrophilic), which leads to a decrease in the efficiency of the known method.

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.Used in the proposed method, the demulsifying composition with still bottoms KOH-92 remains stable for a long time. So studies have shown that it retained its demulsifying properties even when stored for one year.

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.The bottom residue KOH-92, when stored in iron barrels, polymerized and lost its active properties. But when stored in glass and plastic containers, no changes occurred.

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.The inhibitory properties of the demulsifying composition used in the proposed method were not determined. But given the fact of the polymerization of KOH-92 in iron barrels, it can be assumed that KOH-92 can form a film on the iron surface. Thus, this proves that the demulsifying composition used in the present method, if it does not show sufficient inhibitory properties, then it does not promote corrosion.

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.The content in the demulsifying composition used in the implementation of the proposed method, VAT residues KON-92 in an amount of 5-12 vol. % provides high efficiency in the separation of oil and water phases with minimal formation of intermediate layers at a low temperature of + 8-10 ° C, while ensuring high quality water at the preliminary discharge stage, by reducing the content of oil and suspended solids in it, including for heterogeneous and mixed water-oil emulsions, as well as for VNE with a high content of paraffin. With less and more of these still bottoms in the demulsifying composition, the effectiveness of the proposed method in which this demulsifying agent is used is reduced, which is confirmed by laboratory and field tests.

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).When implementing the proposed method for the destruction of VNE, the demulsifying composition is introduced mainly into the system of preliminary water discharge and oil collection and treatment at predetermined points, according to the technological regulations, in quantities established experimentally. Depending on the type of oil, the flow rate can range from 15-20 to 150-200 g / t (these are generally accepted recommendations for the use of demulsifiers).

При реализации заявляемого способа в промысловых условиях осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:When implementing the proposed method in the field, carry out the following operations in the following sequence:

- 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.- in a container with a mixer, a demulsifying composition is prepared by introducing into a solvent (low molecular weight alcohol or a mixture of aromatic hydrocarbons with isopropyl alcohols in a volume ratio of (5-7): 1, respectively) with stirring, first corresponding to nonionic surfactants, then KOH-92 in certain declared ratios. After stirring for 20 minutes, the composition is ready for use. It is poured into barrels and delivered to the place of consumption.

- 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.);- then the finished demulsifying composition, through a dosing device (BR - reagent dosing unit), is pumped into the oil collection and treatment system, according to the technological regulations of a particular oil treatment facility (for example, it can be pumped into a flow line of a remote well, at a booster pump station or a local installation of preliminary water discharge.);

- и далее указанная композиция начинает работать в цикле сбора и обезвоживания нефти.- and then the specified composition begins to work in the cycle of collection and dehydration of oil.

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%;In preparing the demulsifying composition for the proposed method, which is implemented both in laboratory and field conditions, the following substances were used: bottoms of butyl alcohols, butyric aldehydes, 2-ethylhexanol, 2-ethylhexanoic acid, ethylene-propylene and ethylbenzene production residues 38.4842 4318-03 2000 “Vat residue of the KOH-92 petrochemicals” having the following chemical composition (established chromatographically), wt.%: Di (2-ethylhexyl) ether 4.60-4.98; 2.4 diethyl-1,3-octanediol 6.80-8.50; isobutyric aldehyde 0.17-0.58; n-butyric aldehyde 5.48-6.13; 2-ethylhexanoic acid 6.08-6.87; 2,2,4-trimethyl-1,3-pentadiol 3.31-3.72; butyl 2-ethylhexanoate 13.98-15.03; 2-ethylhexyl-2-ethylhexanoate 2.57-2.81; butyl butyrate 1.20-1.46; 2-ethylhexyl butyrate 1.71-1.87; 2,2,4-trimethyl-1,3-pentadiol-diisobutyrate 0.45-0.53; 2-ethylhexanoic acid anhydride 1.79-1.93; 2-ethylhexanol 0.16-0.19; 2,4-dipropyl-5-ethyl-1,3-dioxane 0.28-0.56; Σ unidentified high boiling components up to 100%;

- НПАВ:- nonionic surfactants:

- блоксополимеры окисей алкиленов:- block copolymers of alkylene oxides:

- «Лапрол 5003-2-15» (молекулярная масса 5000±300) по ТУ 2226-006-10488057-94;- “Laprol 5003-2-15” (molecular weight 5000 ± 300) according to TU 2226-006-10488057-94;

- «Лапрол 3003» (молекулярная масса 3000) по ТУ 2226-022-10488057-95;- "Laprol 3003" (molecular weight 3000) according to TU 2226-022-10488057-95;

- модифицированные блоксополимеры окисей алкиленов:- modified block copolymers of alkylene oxides:

- «ДИН 10А» по ТУ 2226 001 34743072 98 с изм. 1-6;- “DIN 10A” according to TU 2226 001 34743072 98 as amended. 1-6;

- «Интекс 720» по ТУ 2458-005-40666476;- "Intex 720" according to TU 2458-005-40666476;

- «Рекод 118» по ТУ 2458-004-48680808-ОП-00 с изм 1-6;- "Record 118" according to TU 2458-004-48680808-OP-00 with amendment 1-6;

- оксиэтилированные фенольные или фенолформальдегидные смолы:- ethoxylated phenolic or phenol-formaldehyde resins:

- Реапон-3Т по ТУ 2458-070-10488057-2012 с изм 1;- Reapon-3T according to TU 2458-070-10488057-2012 with amendment 1;

- Реапон-10Т по техническим требованиям 2011.;- Reapon-10T according to the technical requirements of 2011 .;

- растворитель:- solvent:

- метанол по ТУ 113-05-323-77 с изм. 1, 2, 3, 4, 5;- methanol according to TU 113-05-323-77 as amended. 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.- a mixture of aromatic hydrocarbons (preferably bottoms from the production of toluene and xylenes) with isopropyl alcohol in a volume ratio of (5-7): 1, respectively.

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.When implementing the proposed method in laboratory conditions used demulsifying compositions prepared by dissolving in a solvent (in methanol or a mixture of aromatic hydrocarbons with isopropyl alcohol) nonionic surfactants and the subsequent introduction of KOH-92 in a certain volume ratio.

Компонентные составы исследуемых деэмульгирующих композиций, рекомендуемых при реализации предлагаемого способа, представлены в таблице 1.Component compositions of the studied demulsifying compositions recommended for the implementation of the proposed method are presented in table 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.In experiment 1 of table 1 shows the basic reagent: Laprol 5003 - 45 vol.%; Basarol PDB 9393 - 5 vol. % and methanol - 50 vol. % (the most effective reagent that was used before the introduction of a new demulsifier is considered basic). The pour point of all demulsifying compositions shown in table 1, below minus 50 ° C. Moreover, in experiment 2, Laprol 5003 was used as a nonionic surfactant; in experiment 3 - Reapon-3T; in experiment 4 - DIN 10A; in experiment 5 - "Laprol-3003". In experiments 2 and 4 in table 1, a mixture of aromatic hydrocarbons (bottoms from the production of toluene and xylenes) and isopropyl alcohol in a volume ratio of 5: 1 and 7: 1, respectively, was used as a solvent; in other experiments, methanol.

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.Tests were also conducted demulsifying composition of the proposed method with other claimed specific reagents nonionic surfactants (Intex 720, Recode 118, Rickom, SNPH, "REAPON-10T", "REAPON-16T", "Kemelix", "Basorol") and solvents (ethanol ) The results were almost identical to the results presented in tables 2 and 3.

При проведении испытаний в лабораторных условиях использовали два типа нефтей:In laboratory tests, two types of oil were used:

- 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;- oil-water emulsion of the Unvinskoye field with a water cut of 48%. The specified field produces oil from several oil horizons and this mixture of oil-water emulsions has a density of 0.835 g / cm ³ , the resin content is 12%; asphaltenes 0.43%; paraffins 4.78%. The pour point of the specified mixture VNE minus 12 ° C;

- 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.- a mixture of VNE of Unvinsky and a group of Northern deposits (Ozernoye, Chashkinskoye, Logovskoye, Shershnevskoye) in the ratio of oil 6: 1.2: 0.5: 0.8: 1.5, respectively, in the order of mention, with a water cut of 28%. The specified total mixture of VNE has a density of 0.832 g / cm ³ the resin content of 10.8%; asphaltenes 1.5%; paraffins 7%. The pour point of this mixture is VNE minus 11 ° C.

Кроме того, помимо лабораторных испытаний, были проведены промысловые испытания предлагаемого способа на установке предварительного сброса воды.In addition, in addition to laboratory tests, field tests of the proposed method were carried out at a preliminary water discharge installation.

Результаты исследований по разрушения указанных ВНЭ представлены соответственно в таблицах 2 и 3.The results of studies on the destruction of these VNE are presented in tables 2 and 3, respectively.

Результаты исследований количества и качества отделившейся воды на установке предварительного сброса при реализации предлагаемого способа представлены в таблице 4.The results of studies of the quantity and quality of separated water at the preliminary discharge installation during the implementation of the proposed method are presented in table 4.

Исследования ВНЭ, обработанной предлагаемым способом, проводили в лабораторных условиях по общепринятой методике «bottle test».Research VNE, processed by the proposed method, was carried out in laboratory conditions according to the generally accepted method of "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.The oil-water emulsion of the balance mixture is poured into the required number of demulsion tanks (special graduated bottles or cylinders) of 100 ml per tank. Two parallel experiments are set for the base demulsifier and the test demulsifying composition.

В соответствующую водонефтяную эмульсию, согласно предлагаемому способу, дозируют испытуемые деэмульгаторы микрошприцами с заданным расходом. Дозирование обязательно осуществляется в центр верхнего зеркала эмульсии.In the corresponding water-oil emulsion, according to the proposed method, the test demulsifiers are dosed with microsyringes at a given flow rate. Dosing is necessarily carried out in the center of the upper mirror of the emulsion.

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.Shake the emulsion bottles for 2 to 5 minutes, depending on the viscosity of the emulsion. All bottles are shaken the same number of times at the same pace manually, or on the Wagner shaker.

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).The VNE treated with the demulsifier is put on sludge at a given temperature and for a given time, which must correspond to the technological parameters of the object for which studies are being carried out (i.e., the field conditions for the implementation of the proposed method).

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».During the time of sludge in each bottle, the amount of separated water is measured for certain periods of time (the dynamics of sludge is recorded). Along the way, the quality of water, the upper layer of oil, and the oil-water phase boundary are visually recorded.

По окончании времени отстоя для каждой бутылочки выполняются анализы:At the end of the sludge time, analyzes are performed for each bottle:

- специальным шприцом отбирают и замеряют отделившуюся воду (до появления первой капли промежуточного слоя в шприце)- the separated water is selected and measured with a special syringe (until the first drop of the intermediate layer appears in the syringe)

- анализ остаточного содержания воды и не разрушенной ВНЭ в полном объеме отстоявшейся нефти (проверка степени разрушения промежуточного слоя).- analysis of the residual water content and non-destroyed VNE in the full amount of settled oil (checking the degree of destruction of the intermediate layer).

Полученные результаты заносятся в таблицу.The results are entered in the table.

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.The results presented in tables 2 and 3 show that the demulsifying composition according to the proposed method, when the content of bottoms KON-92 is from 5 to 12 vol%, has increased demulsifying efficiency at the stages of preliminary water discharge, especially at a low process temperature + 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.With an increase in the proportion of KOH-92 above 12 vol. % (up to 15% vol. experiment 5 of tables 1-3) the demulsifying effectiveness of the demulsifying composition is sharply reduced, especially at low temperature.

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%.At the stage of deep dehydration of oil, separated after preliminary discharge, at a temperature of + 45 ° C, all tested demulsifiers according to the proposed method work efficiently and provide the depth of dehydration to the required quality, i.e. less than 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.At the same time, the demulsifying composition with the addition of KOH-92, recommended when implementing the proposed method, gives a visually cleaner water, a more even phase separation and a significantly smaller amount of industrial layer.

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.In the period of 2015, pilot industrial tests of the proposed method were carried out in comparison with the known method with a basic demulsifier at the Kamennolzhskoye oil treatment unit (UPN). The test results are presented in table 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.At the same time, the demulsifying composition according to the proposed method was supplied only at the booster pump station DNS-1, in front of the Kamennolzhskaya UPN. On the Unvinsky and Northern group of deposits, a basic demulsifier was dosed. Thus, the proportion of the demulsifying composition according to the proposed method ranged from 10 to 20% of the total consumption of the reagent. For example: mode 2 (table 4) - the total consumption of the demulsifier is 30.3 g / t, including the demulsifier according to the proposed method - sample 2 (table 1) is fed to the preliminary discharge stage of CSN-1 in the amount of 6.3 g / t ., i.e. 20.8% of the total consumption. Mode 7 (table 4) - the total consumption of the demulsifier is 26.4 g / t., Including the demulsifier by the proposed method - sample 2 (table 1), is fed to the CSN-1 in the amount of 2.8 g / t., T .e. 10.6% of the total consumption.

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).Table 4 shows the periods (from 15 to 20 days) during which a stable process temperature was maintained in the preliminary water discharge tank. Deviations did not exceed ± 2 ° C. The above results show that the basic demulsifier in the known method of destruction of VNE at a temperature of + 11-13 ° C does not provide the necessary depth of dehydration (5.9-6.2%, while it should be less than 5% according to technological requirements) and has significantly worse water quality (periods 1; 6; 8 of table 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.Thus, the data from field tests showed that even the partial use of the demulsifying composition according to the proposed method allows to stably obtain oil at the preliminary discharge stage with a residual water content of 2.8-3.5% (table 4) at a rather low process temperature + 11-12 ° C.

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).Moreover, the quality of water separated during the implementation of the proposed method at this stage in terms of oil products (22.3-27.7%) and EHF content (11.5-12.9%) is 1.5-2 times better than when implemented a known method with a basic demulsifier (35.8-45% and 19.4-20.0%, respectively).

Помимо прочего, это доказывает существенность признака - влияние всех компонентов, в том числе и наличие КОН-92, на достижение поставленного технического результата, обеспечиваемого предлагаемым способом.Among other things, this proves the significance of the sign - the influence of all components, including the presence of KOH-92, on the achievement of the set technical result provided by the proposed method.

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).At a higher temperature of + 18-19 ° C, the proposed and known methods provide the same depth of dehydration of VNE, however, the quality of the separated water when implementing the proposed method is much better (periods 5 and 7 of table 4).

Claims

1. The method of destruction of water-oil emulsions by bringing into contact with a water-oil emulsion a demulsifying composition containing bottoms of alcohol production, nonionic surfactant nonionic surfactants and a solvent, characterized in that bottoms of butyl alcohol and oil aldehydes are used as bottoms of the alcohol production , 2-ethylhexanol, 2-ethylhexanoic acid, ethylene propylene and ethylbenzene having the following chemical composition, wt.%: Di (2-ethylhexyl) ether 4.60-4.98; 2,4-diethyl-1,3-octanediol 6.80-8.50; isobutyric aldehyde 0.17-0.58; n-butyric aldehyde 5.48-6.13; 2-ethylhexanoic acid 6.08-6.87; 2,2,4-trimethyl-1,3-pentadiol 3.31-3.72; butyl 2-ethylhexanoate 13.98-15.03; 2-ethylhexyl-2-ethylhexanoate 2.57-2.81; butyl butyrate 1.20-1.46; 2-ethylhexyl butyrate 1.71-1.87; 2,2,4-trimethyl-1,3-pentadiol-diisobutyrate 0.45-0.53; 2-ethylhexanoic acid anhydride 1.79-1.93; 2-ethylhexanol 0.16-0.19; 2,4-dipropyl-5-ethyl-1,3-dioxane 0.28-0.56; Σ unidentified high boiling components up to 100; in this case, nonionic surfactants are used as nonionic surfactants, selected from a number of block copolymers of alkylene oxides, or from a number of modified block copolymers of alkylene oxides, or from a number of ethoxylated phenolic or phenol formaldehyde resins, and low molecular weight alcohols or aromatic hydrocarbons mixed with isopropyl alcohol in a volume ratio as a solvent (5-7): 1, respectively, with the following ratio of components, vol.%:

specified bottoms 5-12 specified nonionic surfactants 38-45 solvent rest,

moreover, the total amount of the specified VAT residue and the specified nonionic surfactant is 50 vol.%.

2. The method according to p. 1, characterized in that as low molecular weight alcohols use methanol or ethanol.

3. The method according to p. 1, characterized in that as aromatic hydrocarbons use still bottoms production of toluene and xylenes.