состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и солеотложений

Формула изобретения

Состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и солеотложений, включающий диметилфосфит, азотсодержащее соединение, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), Фосфенокс и растворитель, отличающийся тем, что в качестве азотсодержащего соединения состав содержит триэтаноламин, или моноэтаноламин, или диэтаноламин, или полиэтиленполиамин, в качестве НПАВ - блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина, или блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе гликоля, или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена, или их смесь, содержит Фосфенокс Н-12 и дополнительно алкилбензолсульфокислоту (АБСК), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Диметилфосфит	0,01-2,0
Азотсодержащее соединение,
указанное выше	0,2-2,0
НПАВ, указанный выше	25,0-70,0
Фосфенокс Н-12	1,0-15,0
АБСК	0,1-15,0
Растворитель	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к средствам разрушения водонефтяной эмульсии при одновременной защите систем сбора, транспорта и подготовки нефти от коррозии и солеотложений и может быть использовано при обезвоживании нефти при трубной деэмульгации на объектах нефтесбора, промышленных установках подготовки нефти, на нефтеперерабатывающих заводах и процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, а также как ингибитор коррозии в углекислотной, сероводородсодержащих и смешанных средах и как ингибитор солеотложений в нефтепромысловом оборудовании.

Известен состав для обессоливания и обезвоживания нефти, ингибирования коррозии и асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий диметил - или диэтилфосфористую кислоту, неионогенный деэмульгатор, амин и растворитель (патент РФ № 2050402, С 10 G 33/03, 1995).

Недостатком его является недостаточная эффективность при использовании для высоковязких и высокосернистых нефтей.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти, ингибирования коррозии нефтепромыслового оборудования и отложений, включающий диметилфосфит, амин или триэтаноламин, оксиэтилированный алкилфенол фосфенокс Н-6, дипроксамин 157 или дипроксамин 157-65М, растворитель (патент РФ № 2090590, МКЛ С 10 G 33/06, 1995).

Однако известный состав недостаточно эффективен при использовании его для высоковязких и высокосернистых нефтей.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), включающий диметилфосфит, амин, алкилфенол, фосфенокс Н-б, блоксополимер окисей этилена и пропилена, растворитель (патент РФ № 2213123, С 10 G 33/04, 2003).

Задачей данного изобретения является создание эффективного деэмульгатора комплексного действия для высоковязких нефтей.

Поставленная изобретением задача решается тем, что состав для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии, включающий диметилфосфит, азотсодержащее соединение, неионогенные поверхностно-активное вещество (НПАВ), Фосфенокс Н-12 и растворитель, дополнительно содержит алкилбензолсульфокислоту (АБСК) при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Диметилфосфит	0,01-2,0
Азотсодержащее соединение	0,2-2,0
НПАВ	25,0-70,0
Фосфенокс Н-12	1,0-15,0
АБСК	0,1-15,0
Растворитель	Остальное

В качестве НПАВ состав содержит, например:

- блок-сополимеры окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин-157, представляет собой блоксополимер этилен и пропиленоксидов на основе этилендиамина с молекулярной массой около 5000, который является активной основой товарной формы Дипроксамина 157-65М, который используют согласно ТУ-14-61476;

- блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина - простой полиэфир, получают алкоголятной полимеризацией окиси пропилена и глицерина с последующей блок-сополимеризацией с окисью этилена, получают известным способом 9 см. патент США №3699051, МКИ В 01 В 17/04, 1972 г, Н. Шенфельд Поверхностно-активные вещества на основе окиси этилена. М.: Химия, 1982 г., с.752), например: Лапрол 6003-2В-18 (ТУ 2226-020-10488057-94); Лапрол 5003-2-15 (ТУ 6-55-62-93).

- блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе гликоля - Реапон -4В получают согласно ТУ 66-55-54-91, полиэфир простой 4202-2Б-30 марки Щ (ТУ 2226-039-05766801-2000).

В качестве ОПАВ состав содержит, например, оксиэтилированные алкилфенолы: Неонолы АФ₉-6, АФ₉-12, АФ₉-8, АФ₉-4, АФ₉-10 согласно ТУ 38-507-63171-91.

Алкилбензолсульфокислоту берут по ТУ 2481-036-04689375-95.

В качестве аминов состав содержит например, триэтаноламин (ТЭА) или моноэтаноламин (МЭА) или диэтаноламин (ДЭА) согласно ТУ-б-02-916-79, полиэтиленполиамин (ПЭПА) согласно ТУ 2413-214-00203312-2002.

Фосфенокс Н-12 получают традиционным методом взаимодействия хлорокиси фосфора с неонолом АФ₉-12 ("Химия фосфорорганических соединений" Э.Е.Нифантьев, МГУ, 1971, с.148) и используют согласно ТУ 6-40-5763445-23-90.

В качестве растворителя могут быть использованы, например, метанол технический, и/или толуол, и/или ксилол (орто, пара, мета), и/или нефрас 120/200, и/или вода.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволит получить новый технический результат, а именно - получить эффективный состав комплексного действия.

Для доказательства соответствия заявленного объекта соответствию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления составов 1-15 (см. табл. 1).

Составы готовят последовательным смешением диметилфосфита с неонолом АФ₉ -12 в реакторе, снабженном мешалкой с числом оборотов 60 об/мин при 100°С в течение 30 минут. Полученную смесь охлаждают до 20°С и добавляют в нее триэтаноламин при перемешивании при 20°С в течение 10 минут, затем при перемешивании в смеси вводим фосфенокс Н-12 в течение 10 минут, далее добавляют дипроксамин 157-65 М, затем алкилбензолсульфокислоту при перемешивании 10 минут. Полученную смесь растворяют в растворителе, включающем метанол, и/или толуол, и/или п, м, о- ксилол, и/или воду, при перемешивании в течение 40 минут.

Составы №1-15 готовят аналогично вышеописанному, изменяя исходные компоненты и их количество согласно таблице 1.

Используя нефть Харьягинского месторождения, состав которой представлен в таблице 2, полученные составы испытывают на деэмульгирующую активность согласно «Методике определения деэмульгирующей способности реагентов», разработанной БашНИПИнефть.

Таблица 2
Состав нефти Харьягинского месторождения
Удельный вес, г/см3	Мех. примеси, % вес.	Сера, % вес.	Асфальтены, % вес.	Смолы, % вес.	Парафины, % вес.
0,862	0,0070	0,7	0,1	1,8	16,8

В водонефтяную эмульсию, охлажденную до 8°С, дозируют в неразбавленном виде испытываемый деэмульгатор, встряхивают и помещают в водяную баню. Отсчет отслоившейся в модельных отстойниках воды проводят через 15, 30, 45, 60 минут, причем температура водяной бани доводится постепенно до 45°С.

Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТом 14870-77 методом Дина-Старка и методом газовой хромотографии.

Степень очистки сточных вод определяют по методике, описанной в ОСТ 39-133-182 «Воды для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде» и оценивают по содержанию нефти в сточной воде.

Результаты деэмульгирующей активности полученных составов представлены в таблицах 1 и 3.

Испытания образцов в качестве ингибиторов сероводородной или углекислотной коррозии проводят по ОСТ 39-099-79 «Ингибиторы коррозии. Метод оценки эффективности защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах», в стандартном растворе с плотностью 1,12 г/см³. В качестве образцов используют пластины из Ст. 3. Время экспозиции образцов при оценке ингибирующего действия состава составляет 6 часов. Концентрация реагента составляет 15-50 мг/л. При сероводородной коррозии концентрация сероводорода составляет 10 мг/л, при углекислотной коррозии минерализированную воду насыщают углекислым газом. Результаты испытаний представлены в таблицах 1.2 и являются среднеарифметическим результатом из четырех измерений с оценкой стандартного отклонения, как предусмотрено OCT. Результаты представлены в таблице 3.

Предлагаемые составы испытывают на эффективность предотвращения отложений карбоната кальция и магния. Эффективность предотвращения солеотложений определяют методом, основанным на выявлении способности реагентов препятствовать выпадению карбоната кальция и магния в статических условиях с непосредственным количественным определением оставшихся в растворе ионов кальция путем комплексонометрического титрования. Исследования проведены на модели воды следующего состава: 2,4 г/л NaHCO₃ (1 часть); 2,92 г/л CaCl₂; 40,4 г/л NaCl; 4,26 г/л MgCl₂·6H₂O.

Из представленных в таблицах 1, 3 данных видно, что заявленный состав обладает высокими деэмульгирующим и ингибирующим коррозию эффектами при низких концентрациях (15-20 мл/г), а также обладает свойством самостоятельного перехода из нефтяной в водную фазу, что открывает возможность его использования для защиты частично обводненных протяженных напорных нефтепроводов, а также трубопроводов системы нефтесбора с изменяющейся структурой потока по технологии постоянного дозирования. Пороговые концентрации реагентов, при которых они эффективны как ингибиторы коррозии и деэмульгаторы, близки между собой. Это открывает перспективы осуществления защиты трубопроводов и деэмульсации нефти одним реагентом.

Таблица 3
№	W воды, % при удельном расходе 20 г/т безводной нефти	W нефти в сточной воде, мг/л при удельном расходе 20 г/т	Защитный эффект		Эффективность предотвращения СаСО3, %
			Дозировка реагента (%/ мг/л)*
			Среда H2S	Среда CO 2
1	0,18	24	95/30	97/20	41
2	0,21	25	97/30	98/35	25
3	0,15	19	96/30	97/20	33
4	0,18	32	93/15	94/25	45
5	0,13	25	99/10	95/25	20
6	0,9	34	99/30	94/25	35
7	0,16	27	93/25	89/15	48
8	0,20	34	97/30	92/25	24
9	0,17	27	96/15	92/25	47
10	0,21	34	93/15	94/25	25
11	0,20	31	94/25	97/10	38
12	0,20	32	90/10	92/15	33
13	0,15	25	99/20	96/25	21
14	0,18	32	98/25	94/15	44
15	0,19	33	96/25	95/15	22
16	0,20	28	94/15	98/20	20
17	0,18	34	95/15	97/25	21
18	0,20	30	97/10	96/25	28
19	0,22	33	96/20	94/25	33
20**	0,24	34	97/15	99/10	-
** - прототип * - обозначение (%/мг/л) означает величину защитного эффекта в% при определенной дозировке реагента в мг/л.