ДЕЭМУЛЬГАТОР
DEMULSIFIER

Изобретение относится к области подготовки нефти и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленностях в процессах обезвоживания эмульсий нефти при их подготовке к переработке как при подаче в систему сбора нефти, так и на установках подготовки нефти для глубокого обезвоживания эмульсий нефти, а также может быть использовано в других отраслях промышленности для разделения эмульсий типа "вода-масло".
Известен Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений, содержащий первую смесь, включающую блок-сополимер, и вторую смесь, включающую растворитель (Патент РФ №2213123, C10G 33/04, оп. 27.09 2002 г.).
Недостатком вышеуказанного технического решения является то, что оно не обеспечивает глубокое обезвоживание эмульсий нефти, в процессе которого осуществляется очистка выделяемой воды (подтоварной воды) от нефтепродуктов, а также не обладает универсальностью применения для водонефтяных эмульсий легких, средних, тяжелых нефтей.
Наиболее близким техническим решением является Состав для обезвоживания и обессоливания нефти (варианты), содержащий первую смесь, включающую блок-сополимер, и вторую смесь, включающую смолу и метанол (Патент РФ №2305124, C10G 33/04, C08G 18/48 оп. 27.08.2007 г., прототип).
Недостатком вышеуказанного технического решения является то, что оно не обеспечивает глубокое обезвоживание эмульсий нефти, в процессе которого осуществляется очистка выделяемой воды (подтоварной воды) от нефтепродуктов, а также не обладает универсальностью применения для водонефтяных эмульсий легких, средних, тяжелых нефтей: не обладает ингибирующими свойствами АСПО, что не предотвращает образования в процессе подготовки нефти промежуточного слоя, представляющего собой высокостабильную водонефтяную эмульсию, который замедляет процесс отделения воды от нефти, кроме того не обладает ингибирующими свойствами от коррозии нефтепромыслового оборудования.
Предлагаемое техническое решение устраняет вышеперечисленные недостатки и повышает эффективность свойств деэмульгатора за счет комплексного действия, обеспечивающего глубокое обезвоживание эмульсий нефти, при одновременной очистки выделяемой воды (подтоварной воды) от нефтепродуктов и при одновременной защите от коррозии систем сбора, транспорта и подготовки нефти, путем снижения коррозии, снижения образования асфальто-смоло-парафиноотложений (АСПО) и обессоливания эмульсий нефти, при этом экономически выгодным, при этом Деэмульгатор содержит первую смесь, включающую смолу и растворитель метанол, а в качестве смолы он содержит раствор этоксилированной фенольной смолы в ароматическом растворителе, и вторую смесь, включающую блок-сополимер, а в качестве блок-сополимера он содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена, первая смесь дополнительно содержит модифицированный полимерный алкоксилат, при следующем соотношении компонентов, (масс %):
модифицированный полимерный алкоксилат - 12,5-17,5;
раствор этоксилированной фенольной смолы в ароматическом растворителе - 12,5-17,5;
растворитель метанола - остальное,
а вторая смесь дополнительно содержит
раствор модифицированного полиола в системе ароматических растворителей, раствор в толуоле продукта, полученного алкоголятной полимеризацией окисей алкиленов на конденсированном алкилфеноле, и смесь органического растворителя и метанола в соотношении 1/10 при следующем соотношении компонентов, (масс %):
блок-сополимер окисей этилена и пропилена - 8,5-13,5;
раствор модифицированного полиола в системе ароматических растворителей - 29,5-35,5;
раствор в толуоле продукта, полученного алкоголятной полимеризацией окисей алкиленов на конденсированном алкилфеноле - 28,4-33,5;
смесь органического растворителя и метанола в соотношении 1/10 - остальное,
при этом первую и вторую смеси смешивают между собой, при следующем их соотношении (масс %):
первая смесь - 24,5-29,5 и вторая смесь - остальное.
Испытания деэмульгирующей активности заявленных составов технического решения «Деэмульгатор»: обезвоживания эмульсий нефти путем выделения воды (подтоварной воды) из водонефтяной эмульсии проверялось в лабораторных условиях (таблица 1) и на объектах подготовки нефти (таблица 2).
Заявленное техническое решение Деэмульгатор - это тюменский нефтяной деэмульгатор (ТНД), состав которого показал комплексное действие: обезвоживает нефть, обессоливает эмульсии нефти, очищает воды от нефтепродуктов, выделенную из нефтяной эмульсии, снижает коррозию и снижает образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) (далее по тексту - «Деэмульгатор ТНД»).
Деэмульгатор ТНД в процессе испытаний показал глубокое обезвоживания эмульсий нефти при одновременной очистки выделяемой воды (подтоварной воды) от нефтепродуктов, кроме этого были выявлены следующие свойства:
защита от коррозии систем сбора, транспорта и подготовки нефти, тем самым снижая процесс коррозии,
защита от образования асфальто-смоло-парафиноотложений (АСПО), тем самым снижая образования процесс АСПО,
и обессоливания эмульсий нефти.
При этом способность заявленного Деэмульгатора ТНД проявлять свойства ингибитора АСПО в процессе обезвоживания эмульсий нефти, позволяет предотвращать образование высокостабильных слоев эмульсии, которые снижают эффективность разделения нефти и воды, так
Согласно отчета ИОФХ им. Арбузова г. Казань, в РВС-5000 Кичуйской УПВСН НГДУ «Елховнефть» в процессе подготовки нефти постепенно накапливается не разрушаемый используемым деэмульгатором (Реапон ИК-1 м) промежуточный слой, представляющий собой высокостабильную, гелеподобную водонефтяную эмульсию, стабилизированную твердыми частицами FeS, и содержащую избыточное количество деэмульгатора.
Установлено, что с известным деэмульгатором Реапон ИК-1 м на границе раздела нефть - вода в резервуаре образуется твердоподобный промежуточный слой даже при дозировке 100 г/т нефти. Именно этот слой и накапливается постепенно в РВС-5000, создавая проблемы подготовки нефти на Кичуйской УПВСН в НГДУ «Елховнефть».
Принципиальное различие заявленного Деэмульгатора ТНД, по сравнению с известным Реапон ИК-1 м, заключается в том, что Деэмульгатор ТНД обеспечивает практически полное отсутствие этого слоя вплоть до дозировки 60 г/т нефти, что показало проведенное на примере естественной эмульсии скважины №2772 исследование, в котором выявлена возможность устранения промежуточных слоев заменой используемого известного деэмульгатора на заявленный Деэмульгатор ТНД. («Отчет по результатам лабораторных испытаний деэмульгатора ТНД на объектах НГДУ Елховнефть», ООО «Протон-ойл-технолоджи», ООО «Новые технологии», РФ, Республика Татарстан, г. Альметьевск, 2015 г.)
Подобный результат был получен при лабораторных испытаниях в ХАЛ АО «КМК Мунай» (РК, г. Актобе). После воздействия известного базового реагента Рандем на смесь нефтяной эмульсии с трех НМ (Кумсай, Кокжиде и Мортук) на границе нефть-вода образуется промежуточный слой, а в водной части наблюдается большое содержание нефтепродуктов. В свою очередь, заявленный Деэмульгатор ТНД позволил полностью разделить нефть и воду без промежуточного слоя и очистить воду от нефтепродуктов. При этом дозировка заявленного Деэмульгатора ТНД снижена до 120 г/т нефти, температура подготовки до 65°С (на промысле при подготовке нефти применяется, соответственно: 150 г/т нефти и 75°С). («Отчет по результатам лабораторных испытаний Деэмульгатора ТНД на объекте «КМК Мунай», ООО «Новые технологии», Республика Казахстан, г. Актобе, 2017 г.)
На УПН НМ Каражанбас применяют известный деэмульгатор Рандем 2208 при температуре нагрева эмульсии до 93°С с расходом 220 г/т нефти.
При лабораторных испытаниях заявленного Деэмульгатора ТНД в ХАЛ на УПН НМ Каражанбас (ТОО «Каражанбасмунай», РК, г. Актау)
разделение нефти и воды осуществлялось без образования промежуточного слоя при дозировке 180 г/т нефти и температуре нагрева эмульсии до 85°С.При этом содержание воды в очищенной нефти составляет 0,03%. Базовый известный деэмульгатор подобного не обеспечил: содержание воды в нефти 0,3%, наблюдается промежуточный слой.
Кроме того заявленный Деэмульгатор ТНД обладает свойствами ингибитора солеотложения, что подтверждено снижением солей после его воздействия с 27 400 мг/л до 170 мг/л. («Отчет по результатам лабораторных испытаний Деэмульгатора ТНД и ингибиторов солеотложений на водонефтяных эмульсиях месторождения Каражанбас», ООО «Новые технологии», Республика Казахстан, г. Актау, 2017 г.)
Способность заявленного Деэмульгатора ТНД проявлять свойства ингибитора коррозии проверялось в лабораторных условиях в сравнении с известным ингибитором КО-101.
На объектах АО «СНПС Актобемунайгаз» используется известный ингибитор коррозии КО-101.
Величина коррозии идентичных по размеру стальных отполированных образцов, изготовленных из одного стального прута (сталь СТ-3), оценивалась гравиметрическим методом по изменению массы образцов до и после коррозии. Водные растворы исследуемых реагентов с двумя концентрациями 20 мг/л и 40 мг/л готовились на предоставленной нам реальной пластовой воде с высоким содержанием сероводорода. Все сосуды с приготовленными растворами и помещенными в них отполированными стальными образцами устанавливались на шейкер, который совершал поступательно-вращательные движения со скоростью 200 колебаний в минуту и одновременно подогревал растворы до 45°С (типичная температура подтоварной воды при подготовке нефти).
0
В данных условиях величина коррозии стальных образцов была весьма заметной. В результате через 10 часов, когда проводилась оценка величины коррозии, изменения массы образцов составляли от 20 мг до 55 мг, что регистрировалось аналитическими весами с точностью до ±0,2 мг (продукты коррозии с поверхности образцов перед измерением массы снимались специальным реагентом - преобразователем ржавчины). Эффективность исследуемых реагентов в качестве ингибитора коррозии оценивалась по отношению величины коррозии на единице площади поверхности стального образца в растворе данного реагента (К) и без реагента (К).
0
Сопоставление найденных значений К/К для исследуемых реагентов представлено в таблице 3.
Согласно полученным данным (табл. 3), исследованные реагенты в той или иной степени снижают скорость коррозии стали, причем заявленный Деэмульгатор ТНД не только показал свойства ингибитора коррозии, но и лучше сработал по сравнению с известным ингибитором коррозии КО-101.
В растворах всех исследованных реагентов при повышении концентрации величина коррозии повышается. Это обусловлено увеличением размеров частиц реагентов в виде которых они адсорбируются на поверхности металла. Чем больше размеры этих частиц, тем больше зазоры между ними, способствующие питтинговой коррозии - основной причины порывов трубопроводов. («Отчет по результатам лабораторных испытаний Деэмульгатора ТНД на водонефтяных эмульсиях месторождений Жанажол, Кенкияк и Северная Трува АО «СНПС Актобемунайгаз». ООО «Протон-ойл-технолоджи», ООО «Новые технологии», РК, г. Актобе, РФ, г. Тюмень, 2015 г.)
При подготовке нефти на месторождении Жанаталаб к применяемому деэмульгатору дополнительно предъявляются требования по содержанию солей в товарной нефти: концентрация хлористых солей в обезвоженной и дегазированной нефти должна быть не более 80 мг/л.
В результате опытно-промышленных испытаний заявленный Деэмульгатор ТНД, в сравнении с известным базовым деэмульгатором СНПХ-4460, показал высокую эффективность при расходе 65,8 г/тонну нефти и обеспечил требуемое качество товарной нефти (таблица 4).
Таким образом, заявленный Деэмульгатор ТНД показал, что он обладает свойствами ингибитора солеотложений. («Акт о проведении опытно-промысловых испытаний Деэмульгатора ТНД (марка В) на объектах месторождения Жанаталап ВК ТОО «ПОТЕНЦИАЛ ОЙЛ». ООО «Новые технологии», РК, г. Атырау, 2017 г.)
Способность Деэмульгатора ТНД снижать выпадение АСПО подтверждено при испытаниях в сравнении с известным ФЛЕК Д-012.
На объектах подготовки нефти ОАО «ГПН-Ноябрьснефтегаз» измерение содержание воды в товарной нефти проводилось двумя независимыми способами: лабораторным методом Дина-Старка и по непрерывным показаниям влагомера. Отличие показаний влагомера от лабораторных данных было обусловлено забиванием его датчика полярными продуктами АСПО уже через 1-2 часа после чистки. Во время опытно-промышленных испытаний (далее по тексту - «ОПИ») Деэмульгатора ТНД данный процесс резко снизился.
Способность Деэмульгатора ТНД снижать выпадение АСПО во время ОПИ проявилось в снижении различий между значениями обводненности нефти, определенные по лабораторным данным и влагомеру из-за уменьшения его забивания частицами АСПО. Причем этот эффект проявился при опытно-промысловых испытаниях на Вынгапуровском, Средне-Итурском и Спорышевском месторождениях (таблица 5).
Повторение этого эффекта на нескольких месторождениях с разной нефтью подтверждает результаты лабораторных исследований о способности Деэмульгатора ТНД снижать выпадение АСПО. («Отчет о выполнении работ по испытанию Деэмульгатора ТНД опытно-промышленным методом на ДНС-1 и ДНС-2 Вынгапуровского, ДНС с УПСВ Средне-Итурского, ДНС с УПСВ Спорышевского месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». ООО «Протон-ойл-технолоджи», г. Ноябрьск, 2013 г.).
При подготовке тяжелой нефти надсолевого горизонта нефтяного месторождения Кенкияк (оператор: АО «СНПС Актобемунайгаз») присутствуют отложения асфальтосмолистых УВ и парафинов, которые осложняют очистку нефти.
На образцах нефти проводилось испытание эффективности заявленного Деэмульгатора ТНД и известных реагентов Ранрас-6001, KL-99, KL-6555, применяемых на промысле, в частности на ЦППН месторождения Кенкияк.
На образце нефти с помощью лазерного анализатора Zetatrac было установлено, что высокомолекулярные соединения в ней находятся преимущественно в виде очень крупных частиц с размерами более 6000 нм (6 мкм). Снизить возможность выделения этих частиц в осадок можно лишь уменьшением их размеров, т.е. перевести их в растворенное состояние в дисперсионной среде данной нефти. Этого можно достичь, например, прогревом нефти. Установлено, что после прогрева образца исследуемой нефти при 80°С в течение 6,5 часов размер ее частиц действительно может уменьшиться до 2440 нм. Но при таком высокотемпературном и длительном прогреве нефти будет происходить существенная потеря легких фракций нефти, поскольку данная температура выше нормальной температуры кипения для гексана (68°С) и практически равна для бензола (80,2°С).
Другой способ уменьшения частиц нефти - введение в нее растворителей и ингибиторов АСПО. С целью исследования эффективности в таком качестве испытывались известные реагенты Ранрас-6001, KL-99, KL-6555, а также заявленный Деэмульгатор ТНД, они вводились в разлитые по небольшим пробиркам идентичные образцы нефти из расчета 200 г/т нефти. Пробирки закрывались герметичной пробкой и интенсивно встряхивались для распределения реагентов по объему нефти. Через 6 часов после ввода реагентов в нефть было проведено измерение размеров ее частиц с помощью Zetatrac. Результаты эксперимента представлены в таблице 6.
Этим экспериментом подтверждается, что заявленный Деэмульгатор ТНД обладает свойствами ингибитора АСПО. («Отчет по результатам лабораторных испытаний Деэмульгатора ТНД на водонефтяных эмульсиях месторождений Жанажол, Кенкияк и Северная Трува АО «СНПС Актобемунайгаз». ООО «Протон-ойл-технолоджи», ООО «Новые технологии», РК, г. Актобе, РФ, г. Тюмень, 2015 г.)
При подготовке тяжелой нефти надсолевого горизонта нефтяного месторождения Кенкияк (оператор: АО «СНПС Актобемунайгаз») присутствуют отложения асфальтосмолистых УВ и парафинов, которые не только осложняют очистку нефти, но и способствуют возникновению трудноразрушаемого нефтяного осадка, который накапливается в аварийном резервуаре.
Этот осадок представлял собой пастоподобную массу черного цвета. Ее основой являются высокомолекулярные асфальфальтосмолистые соединения, аналогичные (подобные) тем, выделение которых на межфазной границе нефть-вода и дне сосуда с эмульсий наблюдалось во время экспериментов по обезвоживанию нефти (надсолевого горизонта) месторождения Кенкияк. В эксперименте в две пробирке разливалось содержимое аварийного резервуара, в которые вводился заявленный Деэмульгатор ТНД и известный реагент KLN-2 с дозировкой 200 г/т нефти, пробирки идентично встряхивались и помещались в термостат с температурой 50°С.
Разделение исследуемого пастоподобного образца аварийного резервуара прошло достаточно стремительно с обоими деэмульгаторами уже через 10 мин из образца выделилось около 80% воды. Таким образом, установлено, что это содержимое вполне может быть разделено на компоненты. Отделившаяся водная фаза было темно серого, почти черного цвета, что было обусловлено не только нефтепродуктами, но и продуктами сероводородной коррозии. Наличие этих продуктов коррозии в воде аналогично механическим примесям препятствует разделению исследуемой системы на компоненты, как видим, вплоть до 80% содержания в ней водной фазы. Устранить данный эффект можно лишь снижением коррозии нефтепромыслового оборудования путем использования более эффективного ингибитора коррозии, применяемый известный ингибитор КО-101 показал, что для решения данной проблемы он обладает недостаточной эффективностью.
Таким образом, заявленный Деэмульгатор ТНД проявил себя как эффективный ингибитор коррозии и обладает свойствами, снижающими коррозию и отложения высокомолекулярных соединений, и возможностью предотвращать накапливания трудноразрушаемого нефтяного осадка. («Отчет по результатам лабораторных испытаний Деэмульгатора ТНД на водонефтяных эмульсиях месторождений Жанажол, Кенкияк и Северная Трува АО «СНПС Актобемунайгаз». ООО «Протон-ойл-технолоджи», ООО «Новые технологии», РК, г. Актобе, РФ, г. Тюмень, 2015 г.)
Заявленный Деэмульгатор ТНД получают путем смешивания компонентов, при этом сначала отдельно смешивают в заданных пропорциях первую и вторую смеси, которые затем перемешивают между собой в заданных пропорциях при следующем соотношении (масс %):
первая смесь - 24,5-29,5
вторая смесь - остальное.
Первая смесь содержит следующие компоненты:
модифицированный полимерный алкоксилат,
раствор этоксилированной фенольной смолы в ароматическом растворителе, растворитель метанол, которые смешивают между собой при следующем их соотношении (масс %):
модифицированного полимерного алкоксилата - 12,5-17,5,
раствора этоксилированной фенольной смолы в ароматическом растворителе - 12,5-17,5,
растворителя метанола - остальное,
Вторая смесь содержит следующие компоненты:
блок-сополимер окисей этилена и пропилена, раствор модифицированного полиола в системе ароматических растворителей, раствор в толуоле продукта, полученного алкоголятной полимеризацией окисей алкиленов на конденсированном алкилфеноле и смесь органического растворителя и метанола в соотношении 1/10, которые смешивают между собой при следующем их соотношении (масс %):
блок-сополимер окисей этилена и пропилена - 8,5-13,5,
раствор модифицированного полиола в системе ароматических растворителей - 29,5-35,5,
раствор в толуоле продукта, полученного алкоголятной полимеризацией окисей алкиленов на конденсированном алкилфеноле - 28,4-33,5,
смесь органического растворителя и метанола в соотношении 1/10 - остальное.
В качестве модифицированного полимерного алкоксилата используют реагент, например, выпускаемый под названием «Kemelix D510» (реагент Kemelix, фирма Croda, Англия).
В качестве раствора этоксилированной фенольной смолы в ароматическом растворителе используют реагент, например, выпускаемый под названием «Kemelix D304» (реагент Kemelix, фирма Croda, Англия).
В качестве блок-сополимера окисей этилена и пропилена используется реагент, например, выпускаемый под названием «Лапромол», например, Лапромол 294 по ТУ 2226-010-10488057-94.
В качестве растворителя используют (метиловый спирт), например, метанол марки «А» по ГОСТ 2222-95.
В качестве раствора модифицированного полиола в системе ароматических растворителей используют реагент, например, выпускаемый под названием «Реапон 16Т», «Реапон 18У».
В качестве раствора в толуоле продукта, полученного алкоголятной полимеризацией окисей алкиленов на конденсированном алкилфеноле, используют реагент, например, выпускаемый под названием «Реапон 3Т», РЕАГЕНТ-ДЕЭМУЛЬГАТОР «РЕАПОН - 3Т» -ТУ 2458-357-10488057-2000.
В качестве органического растворителя используют, например, ксилол по ГОСТ 2706.1-74
В качестве метанола (метилового спирта) используют, например, метанол марки «А» по ГОСТ 2222-95.
Уменьшение в заявленных составах Деэмульгатора ТНД содержания предлагаемых компонентов ниже заявленных пределов снижает комплексную эффективность состава, например,
снижает глубину обезвоживания,
снижает скорость отделения воды от нефти,
снижает качество очистки воды.
Увеличение в заявленных составах Деэмульгатора ТНД содержания предлагаемых компонентов выше заявленных пределов снижает комплексную эффективность состава, и является экономически нецелесообразным.
Пример 1.
Готовят Деэмульгатор следующим образом:
сначала готовят первую смесь для чего в емкость последовательно загружают следующие компоненты:
8 г (14,8%) реагента Kemelix D510,
8 г (14,8%) реагента Kemelix D304 и
38 г (70,4%) метанола марки «А» по ГОСТ 2222-95.
Данный состав перемешивают общеизвестными средствами и общепринятым методом до равномерного состава смеси, например, в течение 30 минут, первая смесь готова.
Затем готовят вторую смесь для чего в другую емкость последовательно загружают следующие компоненты:
16 г (10,8%) реагента Лапромола 294,
48 г (32,4%) реагента Реапон 18У,
46 г (31,1%) реагента Реапон 3Т,
38 г (25,7%) смеси ксилола по ГОСТ 2706.1-74 и метанола марки «А» по ГОСТ 2222-95 в соотношении 1/10.
Данный состав перемешивают общеизвестными средствами и общепринятым методом до равномерного состава смеси в течение, например, 30 минут, вторая смесь готова.
После чего готовые первую и вторую смеси загружают в третью емкость:
54 г (26,7%) первой смеси и 148 г (73,3%) второй смеси.
Механически перемешивают обе смеси: первую смесь и вторую смесь до состояния однородного раствора Деэмульгатора ТНД.
Полученным Деэмульгатором ТНД обработали заданное количество водонефтяной эмульсии с Западно-Устьбалыкского нефтяного месторождения и получили нефть с содержанием воды 0,3%.
По сравнению с деэмульгатором Decleave Р-14 и Рекод 505В, которые применялись на месторождении до испытания Деэмульгатора ТНД и обеспечивали получение нефти с содержанием воды 0,4%, очистку воды от нефтепродуктов 47 мг/л при дозировке 112 г/тонну нефти, предлагаемый Деэмульгатор ТНД обеспечил эффективную очистку нефти и воды с улучшенными показателеми: наличие воды в нефти 0,3% и нефтепродуктов в воде 12 мг/л при дозировке в 2,5 раза ниже: 45 г/тонну нефти (табл. 2).
Иными слова, заявленный Деэмульгатор ТНД эффективно отделяет воду из водонефтяной эмульсии, одновременно очищая выделяемою воду до состояния, когда характеристики очищенной воды позволяют закачивать ее непосредственно в пласт.
Пример 2.
Готовят Деэмульгатор следующим образом:
сначала готовят первую смесь для чего в емкость последовательно загружают следующие компоненты:
7 г (13,0%) реагента Kemelix D510,
7 г (13,0%) реагента Kemelix D304,
40 г (74,0%) метанола марки «А» по ГОСТ 2222-95.
Данный состав перемешивают общеизвестными средствами и общепринятым методом до равномерного состава смеси, например, в течение 30 минут, первая смесь готова.
Затем готовят вторую смесь для чего в другую емкость последовательно загружают следующие компоненты:
16 г (9,6%) реагента Лапромола 294,
52 г (31,3%) реагента Реапон 16Т,
50 г (30,1%) реагента Реапон 3Т,
48 г (29,0%) смеси ксилола по ГОСТ 2706.1-74 и метанола марки «А» по ГОСТ 2222-95 в соотношении 1/10.
Данный состав перемешивают общеизвестными средствами и общепринятым методом до равномерного состава смеси, например, в течение 30 минут, вторая смесь готова.
После чего готовые первую и вторую смеси загружают в третью емкость:
54 г (24,5%) первой смеси и 166 г (75,5%) второй смеси.
Механически перемешивают обе смеси: первую смесь и вторую смесь до состояния однородного раствора Деэмульгатора ТНД.
Полученным Деэмульгатором ТНД обработали водонефтяную эмульсию на Средне-Итурском нефтяном месторождении и получили нефть с содержанием воды 0,07%, воду, очищенную от нефтепродуктов до 52 мг/л.
По сравнению с деэмульгатором ФЛЭК Д-012, который применялся на месторождении и обеспечивал получение нефти с содержанием воды 0,08% при дозировки 72 г/тонну нефти, Деэмульгатор ТНД обеспечил эффективную очистку нефти с улучшенным показателем: наличие воды в нефти 0,07%, при дозировке 5,8 раза ниже: 12,5 г/тонну нефти (табл. 2).
Иными слова, заявленный Деэмульгатор ТНД эффективно отделяет воду от водонефтяная эмульсия, одновременно очищая выделяемою воду до состояния, когда характеристики очищенной воды позволяют закачивать ее непосредственно в пласт.
Пример 3.
Готовят Деэмульгатор следующим образом:
сначала готовят первую смесь для чего в емкость последовательно загружают следующие компоненты:
9 г (16,7%) реагента Kemelix D510,
9 г (16,7%) реагента Kemelix D304,
36 г (66,6%) метанола марки «А» по ГОСТ 2222-95.
Данный состав перемешивают общеизвестными средствами и общепринятым методом до равномерного состава смеси, например, в течение 30 минут, первая смесь готова.
Затем готовят вторую смесь для чего в другую емкость последовательно загружают следующие компоненты:
14 г (10,9%) реагента Лапромола 294,
43 г (33,3%) реагента Реапон 16Т,
41 г (31,8%) реагента Реапон 3Т,
31 г (24,0%) смеси ксилола по ГОСТ 2706.1-74 и метанола марки «А» по ГОСТ 2222-95 в соотношении 1/10.
Данный состав перемешивают общеизвестными средствами и общепринятым методом до равномерного состава смеси, например, в течение 30 минут, вторая смесь готова.
После чего готовые первую и вторую смеси загружают в третью емкость:
54 г (29,5%) первой смеси и 129 г (70,5%) второй смеси.
Механически перемешивают обе смеси: первую смесь и вторую смесь до состояния однородного раствора Деэмульгатора ТНД.
Полученным Деэмульгатором ТНД обработали водонефтяную эмульсию с Приразломного нефтяного месторождения и получили нефть с содержанием воды 0,1%. По сравнению с деэмульгатором Рекод-118, который применялся на месторождении и обеспечивал получение нефти с содержанием воды 0,4% при дозировки 61 г/тонну нефти Деэмульгатор ТНД обеспечил эффективную очистку нефти с улучшенным показателем: наличие воды в нефти 0,1% при дозировке в 2,5 раза ниже: 45 г/тонну нефти.
Иными слова, заявленный Деэмульгатор ТНД обладает комплексным действием, в том числе, эффективно отделяя воду от водонефтяной эмульсии.
Показана максимальная степень обезвоживания нефти при минимальном расходе заявленного Деэмульгатора ТНД: расход заявленного Деэмульгатора ТНД кратно ниже расхода известных составов деэмульгаторов при их использовании.
Реализация заявленного Деэмульгатора ТНД для разделения водонефтяных эмульсий легких, средних, тяжелых нефтей позволяет обеспечить высокое качество разделения водонефтяной эмульсии с целью получения товарной обезвоженной нефти и подтоварной воды с высоким качеством очистки (процесс одновременного глубокого обезвоживания эмульсий нефти и высокого качества очистки выделенной из нефти воды - подтоварной воды).
Обеспечение эффективной очистки подтоварной воды в процессе разделения и выделения ее из нефти позволяет сразу осуществлять закачку ее в пласт.
Также заявленное техническое решение, применяемое для разделения водонефтяных эмульсий легких, средних, тяжелых нефтей;
- обладает ингибирующими свойствами АСПО,
- обладает ингибирующими свойствами коррозии, защищая от коррозии нефтепромысловое оборудование, в том числе систем сбора, транспорта и подготовки нефти;
обладает способностью предотвращать образования высокостабильных эмульсий нефть-вода, способствуя обессоливанию эмульсий нефти.
Сокращения:
УПН - установка подготовки нефти;
ДНС - дожимная насосная станция;
ЦППН - центральный пункт подготовки нефти;
ЦПС - центральный пункт сбора нефти;
УПСВ - установка предварительного сброса воды;
НМ - нефтяное месторождение;
Пояснение:
базовый деэмульгатор - деэмульгатор, применяемый на объектах подготовки нефти.
Продолжение таблицы 2
Сокращения:
ОПИ - опытно-промышленные испытания;
ДНС - дожимная насосная станция;
ЦПС - центральный пункт сбора нефти;
УПСВ - установка предварительного сброса воды;
НМ - нефтяное месторождение;
Не зам. - содержание нефтепродуктов в подтоварной воде не замерялось.
Пояснение:
Базовый деэмульгатор - деэмульгатор, применяемый на объектах подготовки нефти;