состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, обладающий защитным эффектом от коррозии

Формула изобретения

1. Состав для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, обладающий защитным эффектом от коррозии, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество и растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ионогенное поверхностно-активное вещество, содержащий в своей структуре четвертичный атом азота, выбранное из группы: олеиламидопропилбетаин, кокамидопропилбетаин, алкилбетаин, цетилтриметиламмоний хлорид, олеиламидопропилтриметиламмоний хлорид, олеиламидопропилдиметиламинооксид, при следующем содержании компонентов, мас.%:

неиногенное ПАВ	35-49
ионогенное ПАВ	1-15
растворитель	остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя он содержит метанол, изопропанол, пропиленгликоль, или их смеси, или их водные растворы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к средствам для разрушения водонефтяной эмульсии при одновременной защите систем сбора, транспорта и подготовки нефти от коррозии и может быть использовано при обезвоживании нефти при трубной деэмульсации на объектах нефтесбора, установках подготовки нефти, на нефтеперерабатывающих заводах и процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти.

Известна добавка к деэмульгаторам на основе неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ), где в качестве добавки используют моно-(С ₂-С₄)-алкилового эфира этиленгликоля или диэтиленгликоля (см. Патент РФ № 2009164, МКИ C10G 33/04, опубл. 15.03.1994 г.).

Недостатком данного деэмульгатора с использованием указанной добавки является невысокая деэмульгирующая эффективность и отсутствие дополнительных защитных свойств.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефтяной эмульсии, содержащий 50-55% водно-метанольный раствор неионогенного блоксополимера окиси этилена и пропилена, отход производства этиленгликолей и воду (см. Патент РФ № 2091435, МКИ С10G 33/04, опубл. 27.09.1997 г.).

Также известен состав для обезвоживания, обессоливания и регулирования реологических свойств высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, содержащий неионогенный блоксополимер окиси этилена и пропилена, полиалкилбензольную смолу и растворитель (см. Патент РФ № 2383583, МКИ C10G 33/04, опубл. 10.03.2010 г.).

Недостатком данных деэмульгаторов является то, что в них используются нестабильные по составу и молекулярно-массовому распределению отход производства этиленгликолей и побочный продукт производства изопропилбензолов. Из-за этого существенно ухудшаются поверхностно-активные свойства составов. При этом данные составы не обладают защитными свойствами от коррозии.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является деэмульгатор, содержащий полиуретан общей формулы HO[(C₂ H₄O)_n(C₃H₆O) _m(C₂H₄O)_nCONHRNHCO] _x(OC₂H₄)_n(OC₃ H₆)_m(OC₂H₄)_n OH),

где m=43-60, n=7-40, x=1-4,

блоксополимер окисей алкиленов общей формулы (1)

НО(С₂Н₄O)_b (C₃Н₆О)_а, (С₂Н ₄O)_b, где а=34-53, b=6-35, или (2):

где с=17-26, d=6-23, и растворитель (см. Патент РФ № 2157398, МКИ C10G 33/04, опубл. 10.10.2000 г.).

Известный деэмульгатор не обладает высокой деэмульгирующей способностью при обезвоживании и обессоливании водонефтяных эмульсий.

Задачей предлагаемого изобретения является создание более эффективного состава для обезвоживания и обессоливания нефти, расширение ассортимента композиций ПАВ, а также защищающего системы сбора, транспорта и подготовки нефти от коррозии.

Поставленная задача решается путем создания состава для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, включающего неионогенное ПАВ и растворитель, причем он дополнительно содержит ионогенное поверхностно-активное вещество, содержащее в своей структуре четвертичный атом азота, выбранное из группы: олеиламидопропилбетаин, кокамидопропилбетаин, алкилбетаин, цетилтриметиламмоний хлорид, олеиламидопропилтриметиламмоний хлорид, олеиламидопропилдиметиламинооксид, при следующем содержании компонентов, масс.%:

неиногенное ПАВ	- 35-49
ионогенное ПАВ, выбранное из указанной группы	- 1-15
растворитель	- остальное.

В вариантах выполнения состав в качестве растворителя содержит метанол, изопропанол, пропиленгликоль или их смеси или их водные растворы.

Для приготовления предлагаемого состава в качестве неионогенного ПАВ используют простые полиэфиры этилен- и пропиленоксидов:

- Лапрол - 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94;

- СТХ-2124 по ТУ 2226-002-34751835-97;

олигоуретаны (ОУ) на основе простых полиэфиров этилен- и пропиленоксидов:

- ОУ-1 - (4202-2Б-30 и Лапрол - 5003-2Б-10);

- ОУ-2 - (ПП 4202-2Б-30 и Лапрол - 6003-2Б-18);

- ОУ-3 - (Лапрол - 6003-2Б-18);

- ОУ-4 - (ПП 4202-2Б-30);

- ОУ-5 - (ПП 4202-2Б-30 и СТХ-2124).

В качестве ионогенного ПАВ используют:

- олеиламидопропилбетаин (ОАПБ) по ТУ 2480-002-04706205-2004;

- кокамидопропилбетаин (КАПБ) по ТУ 2480-002-04706205-2004;

- алкилбетаин (АБ) по ТУ 2480-002-04706205-2004;

- цетилтриметиламмоний хлорид (ЦТАХ) по ТУ 2482-004-04706205-2005;

- олеиламидопропилтриметиламмоний хлорид (ОАПТАХ) по ТУ 2482-004-04706205-2005;

- олеиламидопропилдиметиламинооксид (ОАПДАО) по ТУ 2482-007-04706205-2006.

В качестве растворителя используют:

- метанол по ГОСТ 2222-95;

- изопропанол по ГОСТ 9805-84;

- пропиленгликоли (ПГЛ) по ТУ 6-09-2434-81;

- или их смеси;

- или их водные растворы.

Товарные формы неионогенных ПАВ представляют собой 50%-ные растворы. В качестве растворителя применяют метанол.

Товарные формы ионогенных ПАВ представляют собой растворы с содержанием основного вещества от 30 до 80 мас.%. Вид растворителя выбирают в зависимости от типа ионогенного ПАВ и в соответствии с ТУ.

В заявленных составах для обезвоживания и обессоливания нефти оптимальное массовое соотношение активных основ неионогенных и ионогенных ПАВ составляет 94:6.

Предлагаемые составы для обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии готовят путем смешения используемых реагентов в заявляемых количествах.

Приводим примеры приготовления заявляемых составов.

Пример 1 (заявляемый состав).

В конической колбе объемом 150 мл смешивают 47 г неионогенного ПАВ - Л6003-2Б-18, 3,0 г ионогенного ПАВ - КАПБ и 50,0 г растворителя - смеси метанола и воды при соотношении 43:7. Перемешивание проводят при комнатной температуре 20-25°С, время перемешивания 10 минут (см. таблицу 1, пример 2).

Примеры 2-6, 8-11, 13-18, 20-25, 27-29, 31-35, 37-42 проводят аналогично примеру 1, меняя виды неионогенных ПАВ, ионогенных ПАВ и растворителя и их количественное соотношение в пределах заявляемого.

Примеры 1, 7, 12, 19, 26, 30, 36 готовят путем смешения неионогенного ПАВ с растворителем.

Пример 43 (прототип).

В конической колбе объемом 150 мл смешивают 30 г полиуретана формулы HO[(C₂H₄O)_n(C₃ H₆O)_m (C₂H₄O) _nCONHRNHCO]_x(OC₂H₄) _n(OC₃H₆)_m(OC₂ H₄)_nOH),

где m=52, n=29, x=1,

20 г блоксополимера формулы (2)

где с=20, d=18 и 50 г метанола. Перемешивание проводится при комнатной температуре 20-25°С, время перемешивания 10 мин (см. таблицу 1).

Композиционные составы испытывают на деэмульгирующую эффективность с использованием стандартного метода «бутылочных проб». В эмульсию дозируют испытываемый состав, смесь встряхивают на лабораторном встряхивателе Вагнера в течение 20 мин при комнатной температуре. Затем термостатируют в течение 3 часов при 25°С и 2 часов при 50°С и измеряют количество выделившейся воды.

При исследовании оценивают кинетику отделения водной фазы из эмульсии, а также определяют остаточное содержание воды в нефтяной фазе. Замер объема выделившейся воды производят через каждые 10 минут в течение 0,5 часов, и через каждые 30 минут в течение 4-5 часов.

Таблица 1
№ п/п	Компоненты состава	Содержание компонентов состава, масс.%	Степень обезвоживания (об.%) за время (мин) при температуре	Остаточное содержание воды, об.%
25°С	50°С
НПАВ	ИПАВ	Растворитель	10	20	30	60	120	180	240	300
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Л 6003-2Б-18	-	метанол	50:50	0	0	0	4	23	40	55	68	22,8
2	Л 6003-2Б-18	КАПБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	0	4	7	31	52	57	69	79	16,2
3	Л 6003-2Б-18	ОАПБ	метанол+вода+изопропанол (43:5,3:1,7)	47:3:50	0	0	2	27	45	60	64	73	20,0
4	Л 6003-2Б-18	АБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	0	0	2	8	38	71	81	81	14,9
5	Л 6003-2Б-18	ЦТАХ	метанол+вода (36:14)	43:7:50	3	13	32	49	56	58	61	64	25,2
6	Л 6003-2Б-18	ОАПТАХ	метанол+изопропанол (48,7: 1,3)	45:5:50	10	29	44	58	63	66	71	73	20,2
7	СТХ-2124	-	метанол	50:50	0	2	5	20	42	46	48	50	31,6
8	СТХ -2124	КАПБ	метанол+вода (43: 7)	47:3:50	0	0	2	15	52	58	69	75	18,8
9	СТХ-2124	ОАПБ	метанол+вода+изопропанол (31,5: 14:4,5)	40:10:50	0	0	8	27	56	58	60	63	25,5
10	СТХ -2124	АБ	метанол+вода (39,7: 10,3)	45:5:50	2	5	9	31	51	57	66	68	22,8
11	СТХ -2124	ОАПТАХ	метанол+изопропанол (49,75:0,25)	47:3:50	1	4	9	28	50	60	68	75	18,5

Продолжение таблицы 1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
12	ОУ-1	-	метанол	50:50	14	17	18	24	29	31	34	35	37,5
13	ОУ-1	КАПБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	52	67	68	69	71	73	77	83	13,6
14	ОУ-1	ОАПБ	метанол+вода+изопропанол (43:5,3:1,7)	47: 3:50	24	48	59	63	66	70	73	75	18,8
15	ОУ-1	АБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	38	56	69	73	75	81	82	85	12,2
16	ОУ-1	ЦТАХ	метанол+вода (36:14)	43:7:50	19	40	49	54	61	67	71	73	20,2
17	ОУ-1	ОАПТАХ	метанол+изопропанол (48,7:1,3)	45:5:50	23	44	51	56	65	69	71	73	20,0
18	ОУ-1	ОАПДАО	метанол+пропиленгликоль (35:15)	35:15:50	35	56	70	72	74	75	79	81	14,8
19	ОУ-2	-	метанол	50:50	2	5	8	18	25	28	33	38	36,4
20	ОУ-2	КАПБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	73	78	79	81	81	81	83	83	13,6
21	ОУ-2	ОАПБ	метанол+вода+изопропанол (45,6:3,4: 1)	48:2:50	4	15	24	69	69	70	73	73	20,0
22	ОУ-2	АБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	10	35	50	69	71	72	78	82	14,2
23	ОУ-2	ЦТАХ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	8	21	33	60	65	67	74	77	17,5
24	ОУ-2	ОАПТАХ	метанол+изопропанол (49,75:0,25)	47:3:50	23	38	48	67	70	73	76	79	16,1
25	ОУ-2	ОАПДАО	метанол+пропиленгликоль (38:12)	38:12:50	19	33	42	54	59	66	71	73	20,0

Продолжение таблицы 1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
26	ОУ-3	-	метанол	50:50	0	0	0	3	8	16	29	35	37,5
27	ОУ-3	КАПБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	8	17	27	50	59	60	67	75	18,8
28	ОУ-3	ЦТАХ	метанол+вода (47,7:2,3)	49: 1:50	0	0	2	15	33	44	58	63	25,7
29	ОУ-3	ОАПДАО	метанол+пропиленгликоль (42: 8)	42:8:50	0	0	8	35	52	58	67	73	20,0
30	ОУ-4	-	метанол	50:50	2	7	11	20	24	25	29	31	38,9
31	ОУ-4	КАПБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	10	38	63	71	75	79	81	81	14,9
32	ОУ-4	ОАПБ	метанол+вода+изопропанол (43:5,3:1,7)	47:3:50	13	35	54	60	69	70	72	73	20,0
33	ОУ-4	АБ	метанол+вода (43:7)	47: 3:50	35	52	67	71	74	75	76	77	17,5
34	ОУ-4	ЦТАХ	метанол+вода (43: 7)	47:3:50	3	13	32	49	56	58	61	64	25,2
35	ОУ-4	ОАПТАХ	метанол+изопропанол (48,7: 1,3)	45::50	10	29	44	58	63	66	71	73	20,2
36	ОУ-5	-	метанол	50:50	4	27	50	60	63	65	70	79	16,2
37	ОУ-5	КАПБ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	9	25	43	52	56	61	70	80	15,6
38	ОУ-5	ОАПБ	метанол+вода+изопропанол (43:5,3:1,7)	47:3:50	15	33	56	63	65	66	71	80	15,6
39	ОУ-5	АБ	метанол+вода (41,6:8,4)	46:4:50	10	27	54	66	68	69	73	81	14,9
40	ОУ-5	ЦТАХ	метанол+вода (43:7)	47:3:50	4	29	43	56	60	65	71	79	16,1

Продолжение таблицы 1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
41	ОУ-5	ОАПТАХ	метанол+изопропанол (49,75:0,25)	47:3:50	15	29	52	63	65	68	76	81	14,8
42	ОУ-5	ОАПДАО	метанол+пропиленгликоль (41:9)	41:9:50	6	35	48	67	70	73	77	80	15,9
43 (прототип)	Полиуретан (с m=52, n=29, х=1)+Блоксополимер формулы (2) (c c=20, d=18)	метанол	30:20:50	4	10	15	38	49	54	60	63	25,7
44	Без реагента	0	0	0	0	0	0	0	0	48,0

Таблица 2
№ образца из табл.1	Степень обезвоживания (об.%) за время (мин.) при температуре	Остаточное содержание воды, об.%
25°C	50°C
10	20	30	60	120	180	240	300
1	12	22	34	45	52	58	63	64	42,1
2	28	39	48	58	64	67	85	94	10,8
3	15	27	39	49	72	75	82	87	21,4
4	16	25	31	43	54	60	75	87	21,4
5	12	21	30	48	57	66	78	87	21,4
6	15	28	36	54	63	67	75	84	25,0
7	3	10	18	24	30	31	42	48	51,5
8	3	13	33	46	51	55	67	75	34,0
9	6	13	39	51	55	61	78	87	21,4
10	11	33	49	58	61	63	79	89	18,5
11	6	12	22	36	48	57	67	72	36,5
12	7	11	15	18	21	24	40	51	50,0
13	66	75	76	78	79	80	87	90	17,5
14	21	31	42	55	70	81	90	96	8,3
15	49	52	57	61	64	66	84	91	15,4
16	27	34	40	52	64	73	85	90	17,5
17	40	46	51	67	78	85	91	94	10,8
18	19	22	28	48	63	76	84	87	21,4
19	27	33	40	46	51	55	70	73	35,3
20	40	49	55	59	63	64	73	76	32,7
21	49	52	55	58	61	64	79	85	23,3
22	72	72	72	74	76	76	88	93	13,2
23	37	40	45	60	67	73	85	90	17,5
24	45	54	61	72	78	81	90	94	10,8
25	31	37	43	51	55	63	78	82	26,7
26	39	45	54	59	63	64	76	82	26,7
27	60	66	69	72	75	79	94	95	9,6
28	69	70	73	78	80	82	93	94	10,8
29	75	78	81	84	87	89	93	94	10,8
30	10	15	21	26	31	36	48	52	49,2
31	49	55	61	64	66	67	78	83	25,8
32	40	48	57	60	64	66	78	84	25,0
33	70	73	75	76	78	79	91	94	10,8
34	46	50	55	63	68	73	83	85	23,3
35	49	57	64	75	79	86	90	93	13,2
36	13	16	19	25	28	34	47	53	48,8
37	17	28	37	45	49	51	63	69	38,7
38	22	31	39	46	51	52	62	69	38,9
43 (прототип)	12	17	23	34	45	49	62	68	39,3
Без реагента	0	0	0	0	0	0	0	0	67,0

Таблица 3
№ п/п	Наименование реагента	Степень обезвоживания (% об.) за время (мин.) при температуре	Остаточное содержание воды, % об.
		20°C	45°C
		10	20	30	60	120	180	240	300
1	Образец № 32 из табл.1	42	50	52	62	97	98	99	100	0,6
2	СТХ-5	18	24	37	49	91	93	94	95	7,9
3	СТХ-8	26	32	43	54	71	78	85	88	18,6
4	СТХ-2124	16	23	38	56	89	92	92	92	12,5
5	Реапон-4В	20	25	35	57	91	94	95	95	7,9
6	Прототип	14	20	32	42	75	83	88	91	14,6
7	Базовый реагент	8	11	18	44	91	95	97	98	2,8
8	Без реагента	0	0	0	0	0	0	0	0	65,0

Таблица 4
Компоненты	Na ++K+	Са2+	Mg2+	HCO3 -	Сl-	SO 4 2-
Содержание, г/л	60	21,6	5,8	0,11	154,4	0,98
Таблица 5
№ образца из табл.1	Дозировка, г/т	Защитный эффект от коррозии, %
2	30	26
70	48
150	37
3	15	15
70	35
150	32
4	15	35
30	37
70	35
8	30	26
70	36
9	15	19
30	22
70	38
43 (прототип)	15	15
30	21
70	24
150	30

Сравнительный анализ деэмульгирующей эффективности предлагаемых составов проводят на естественных эмульсиях нефтей Лугового месторождения (НГДУ «ТатРИТЭКнефть») с высокой агрегативной устойчивостью, с обводненностью 48 об.% и 67 об.%. Дозировка реагентов составила 150 г/т нефти. Результаты исследований приведены в таблицах 1 и 2. Из данных таблиц следует, что заявляемый состав более эффективен по сравнению с известным.

При использовании ионогенных ПАВ в составе композиций на основе данных неионогенных ПАВ наблюдается увеличение деэмульгирующей эффективности композиционного состава в отличие от применения компонентов в отдельности.

Для сравнения деэмульгирующей активности разработанных композиции с промышленными образцами деэмульгаторов проводят испытания аналогичным методом «бутылочных проб» в промысловых условиях на естественных нефтяных эмульсиях Пенячинского месторождения (ОАО «Елабуганефть») с обводненностью 65 об.% Испытания проводятся при базовой дозировке 180 г/т нефти. Результаты исследований приведены в таблице 3. В качестве базового реагента берут смесь реагентов СНПХ-4480 и LML-4312 в соотношении 1:1.

Испытания заявляемых составов на коррозионную защиту проводят на модельной пластовой воде согласно ГОСТ 9.502-82. В качестве коррозионной среды используется модель пластовой воды, аналогичной по составу пластовой воде Лугового месторождения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» (см. таблицу 4).

Эффективность заявляемых составов на коррозионную активность оценивают по их защитному эффекту по формуле

где Р - коррозионные потери на образце в коррозионной среде без ингибитора, г;

Р₁ - коррозионные потери на образце в коррозионной среде с ингибитором, г.

Представленные составы обладают защитными свойствами от коррозии с эффективностью до 48% при оптимальной дозировке 70 г/т (см. таблицу 5).

Анализ полученных результатов показывает, что использование предлагаемых составов позволяет осуществлять эффективное обезвоживание и обессоливание нефти, а также защиту систем сбора, транспорта и подготовки нефти от коррозии.