Деэмульгатор для разделения нефтяных эмульсий. Деэмульгаторы нефти состав


Деэмульгатор — WiKi

Деэмульгатор (от лат. de — «понижение»; лат. emulgeo — «дою», «выдаиваю») — реагент, используемый для разрушения эмульсий, которые образованы из взаимно нерастворимых (мало растворимых) веществ, одно из которых раздробленно в другом в виде мелких капелек (глобул).

Понятие эмульсии и способы её разрушения

В эмульсии процесс дробления одного вещества в другом называют диспергированием. Диспергированное вещество называют внутренним, или дисперсной фазой, а вещество, в котором находится внутреннее — дисперсионной средой, или внешней средой.

Эмульсии обычно образуются в результате дробления, перемешивания или диффузии веществ. Энергия, при перемешивании затраченная на образование единицы межфазной поверхности, называется поверхностной энергией или поверхностным натяжением (межфазным натяжением). Глобулы внутренней фазы имеют сферическую форму, так как такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную энергию. Форму глобулы может исказить сила тяжести, сила электрического поля, а также активные вещества, что и применяется при разрушении эмульсий.

Водожировые и водонефтяные смеси — простейшие образцы эмульсий.

Эмульсия неустойчивая система, тяготеющая к образованию минимальной поверхности раздела фаз — к расслоению смеси. Благодаря наличию эмульгаторов(стабилизаторов эмульсии), создающих адсорбционные слои (бронирующие оболочки) на поверхности диспергированных частиц, образуются устойчивые эмульсии. Бронирующие оболочки обладают механической прочностью и препятствуют слиянию частиц и расслоению эмульсии. Для разрушения эмульсии необходимо сместить стабилизационный слой на поверхности раздела фаз. Механизм действия деэмульгатора в этом и заключается — за счёт более высокой поверхностной активности его активное вещество проникает в межфазное пространство и замещает присутствующий адсорбционный слой. При этом деэмульгатор уменьшает поверхностное натяжение, обеспечивает более высокую степень свободы поверхности глобул и не препятствует слиянию глобул дисперсной фазы.

На свойства поверхности раздела фаз сильное влияние оказывают растворенные и диспергированные вещества, а также температура среды. Процесс разложения эмульсии включает:

  • 1-й этап — соударение диспергированных частиц,
  • 2-й этап — слияние их в крупные глобулы,
  • 3-й этап — выпадение крупных частиц и формирование сплошных отдельных слоев.

Соударение частиц происходит под действием физических факторов: механического перемешивания, движения смеси и гравитационного осаждения. Темп соударений может быть увеличен под действием температуры, электрического и ультразвукового поля.

Применительно к водожировым эмульсиям, слияние частиц происходит при невысокой структурно-механической прочности разделяющих слоев, и если они имеют гидрофильные свойства, скорость всего процесса разложения эмульсии лимитируется скоростью слияния диспергированных частиц.

Скорость осаждения слившихся частиц и выделение сплошных фаз зависят от размеров глобул, вязкости дисперсионной среды и разности плотностей веществ: темп выпадения растет с ростом размеров глобул внутреннего вещества и разности плотностей и падает с ростом вязкости дисперсионной фазы. Наиболее эффективным средством ускорения процесса на третьем этапе является нагревание смеси, так как оно приводит к росту разности плотностей фаз эмульсии.

Действие деэмульгаторов направлено на реализацию второго этапа. При этом проявляются свойства поверхностно-активных веществ.

Состав деэмульгатора и его свойства

По своему составу деэмульгаторы — это реагенты из нескольких химических веществ(поверхностно-активные вещества, модификаторы и растворители), разработанных на основании свойств и компонентов разделяемой эмульсии.

Реагенты-деэмульгаторы, используемые для разрушения эмульсий, подразделяют на две группы: ионогенные и неионогенные. Ионогенные деэмульгаторы в водных растворах диссоциируют на ионы. В зависимости от того, какие ионы (анионы или катионы) являются поверхностно-активными, ионогенные деэмульгаторы подразделяются на анионактивные и катионактивные. Неионогенные деэмульгаторы не диссоциируют на ионы в водных растворах и подразделяются на гидрофильные и гидрофобные (водорастворимые и маслорастворимые (нефтерастворимые)).

Промышленное использование

Первые деэмульгаторы появились со времён изобретения мыла — продукта, содержащего поверхностно-активные вещества и разрушающего водожировые эмульсии, удаляющие грязь.

В промышленности деэмульгаторы широко используются в пищевой, химической и нефтяной и др.отраслях.

Деэмульгатор применяется для увеличения эффективности работы отстойных и очистных сооружений. На предприятиях пищевой отрасли(мясо-, рыбопереработка, кондитерские производства, молочная промышленность) деэмульгатор помогает снизить концентрацию жиров в продукте до требуемой величины. В нефтедобыче и переработке деэмульгатор применяется для удаления попутно добываемой воды и солей.

Для водонефтяных и водожировых эмульсий раньше применялись ионогенные деэмульгаторы, такие как нейтрализованный чёрный контакт и нейтрализованный кислый гудрон(в нефтяной промышленности), имеющие существенные недостатки:

  • при взаимодействии с водой образуют твердые вещества,
  • выпадающие в осадок,
  • являются эмульгаторами для эмульсий обратного типа что ухудшает качество расслоения,
  • имеют большой расход.

Поэтому ионогенные деэмульгаторы в настоящее время почти не применяются.

В нефтяной и химической индустрии сейчас применяют неионогенные деэмульгаторы. Их синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена или окиси пропилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Неионогенные деэмульгаторы не взаимодействуют с солями и не образуют твёрдых осадков. Расход их значительно ниже, чем ионогенных.

Удлинение оксиэтиленовой цепи повышает растворимость деэмульгатора в воде за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы. Если заменить окись этилена окисью пропилена, то можно существенно повысить растворимость деэмульгатора в масле(или нефти), не нарушая его гидрофильных свойств.

Новые деэмульгирующие материалы не чистые вещества, а смесь полимеров разной молекулярной массы с различными гидрофобными свойствами. Поэтому они обладают гораздо более широким диапазоном растворимости в различных смесях, широким спектром действия, и высокой эффективностью. В настоящее время в нефтеподготовке используют такие деэмульгаторы как рекорд, ДМО, сепарол, депроксамин, СНПХ 4460 и др.

См. также

Литература

  • Эмульсии / Под ред. А. А. Абрамзона. — Химия, 1972. — 447 с. — 4600 экз.
  • Основы физической и коллоидной химии / С.А. Балезин, Б.В. Ерофеев, Н.И. Подобаев. — М.: Просвещение, 1975. — 398 с.
  • Курс коллоидной химии / Воюцкий С. С.. — 2 изд.. — М., 1975. — С. 37—348.
  • Процессы и аппараты химической технологии / Дытнерский Ю.И.. — изд.. — М.: Химия, 1995.
  • Справочник по оборудованию для комплексной подготовки нефти / К. Арнольд, М. Стюарт. — 3 изд.. — Премиум Инжиниринг, 2011. — С. 776.

ru-wiki.org

Деэмульгатор для разделения нефтяных эмульсий

 

Сущность изобретения: деэмульгатор содержит 50 - 75 мас.% оксиэтилированного 2-бис- -диметиламинопропил)-аминометил-4-изононилфенол общей ф-лы 1 и 50 - 25 мас.% этилового спирта. 8 табл. Соединение ф-лы 1: где n = 20 - 60.

Изобретение относится к деэмульгаторам и может использоваться для разделения нефтяных эмульсий с различным содержанием воды в процессах первичной подготовки нефти (на установках ЭЛОУ-АВТ), при утилизации нефтяных шламов, хранящихся в прудах отстойников накопителей, а также в процессах регенерации нефтяных масел.

Для разделения нефтяных эмульсий находят применение деэмульгаторы на основе блоков сополимера окиси этилена и пропилена, а также продукты на базе акриламида. Однако использование деэмульгаторов на основе блоков сополимеров окиси этилена и пропилена и акриламида ограничивается отсутствием сырья, а также при их применении требуется дополнительное оборудование для приготовления растворов деэмульгаторов, что значительно усложняет технологическую схему установки по переработке нефтяных эмульсий (1). Эти недостатки частично устранены при применении в качестве деэмульгаторов неиногенных ПАВ на основе алкилфенолов. К таким веществам относится продукт ОП-10, представляющий собой оксиэтилированные моно- и диалкилфенолы (2). Структурная формула ОП-10 (условная) следующая: и где R - алкильный остаток, содержащий 9-10 атомов углерода: n 10-12. Этот продукт принят в качестве прототипа. Недостатки деэмульгаторов на основе алкилфенолов следующие: для достижения достаточно высокой эффективности деэмульгаторов необходимо содержание в них окиси этилена на уровне 80-85%; они могут применяться только для деэмульгирования небольшого числа нефтяных эмульсий, т.к. не являются универсальными. Цель изобретения - повышение эффективности деэмульгаторов на основе оксиэтилированных алкилфенолов, применяемых при разделении различных типов нефтяных эмульсий. Поставленная цель достигается тем, что при разделении различных типов нефтяных эмульсий используют деэмульгатор, включающий оксиэтилированный алкилфенол и растворитель, при этом в качестве оксиэтилированного алкилфенола используют оксиэтилированный 2-бис-(-диметилами- нопропил)-аминометил-4-изононилфенол общей формулы где n = 20-60, а в качестве растворителя применяют этиловый спирт, при этом компоненты деэмульгатора взяты при следующем соотношении (мас.%): Оксиэтилированный 2-бис-( -диметилами- нопропил)-аминоме- тил-4-изононилфенол 50-75 Этиловый спирт 50-25 Деэмульгаторы с различной степенью оксиэтилирования получали на основе препарата ФОМ-9 - фенольного основания Манниха, синтез которого осуществляли следующим образом, а именно к 220 г (1 моль) нонилфенола при 25-30оС добавляли 136 г (1 моль) тетраметилдипропилентриамина (ТУ 38-502-48-83), и постепенно добавляли 160 г (1 моль) 30% формальдегида и перемешивали 2 ч при 70-80оС. После подсоединения вакуума и отгонки воды при 80-100оС при 200 мм рт.ст. получали 350 г (95%) целевого продукта, представляющего светлую жидкость мол.м. 410 (Мср) и аминным числом 267. Оксиэтилирование основания Манниха (ФОМ-9) ТУ 38407343-86 вели в реакторе-этоксилаторе при 60-80оС в отсутствии катализатора. В реактор загружали 1 моль ФОМ-9, реактор продували азотом, приливали соответственно 4, 20, 60 моля окиси этилена. Реакционную массу выдерживали 30 мин, выгружали и анализировали по аминному числу и молекулярной массе. Показатели оксиэтилированных ФОМ-9 приведены ниже. Молекулярная Аминное масса Мкр число (мг HCl на 1 г продукта) ФОМ-9-4 595 184 ФОМ-9-20 1299 84 ФОМ-9-60 3059 36 ФОМ-9-80 4039 12 Эффективность действия деэмульгаторов оценивали на модельной эмульсии типа "масло-вода", а также на реальных системах-нефтешламах, отобранных с верха и с низа шламонакопителя. Приготовление эмульсии "масло-вода" проводили по измененной методике Кремнева. В открытый градуированный цилиндр, содержащий 20 см3воды, отпускали проволочную спираль, с помощью которой проводили эмульгирование. Спираль имела 3-5 витков, причем диаметр наибольшего витка меньше диаметра цилиндра, в котором производят приготовление эмульсии. Масло из бюретки выпускали каплями с определенной скоростью так, чтобы оно стекало по стенкам цилиндра. Скорость движения спирали находилась в соответствии со скоростью подачи масла из бюретки и так, чтобы оно успевало непрерывно диспергироваться и не накапливаться значительными объемами на поверхности эмульсии. При достижении концентрации масла в эмульсии 80 об.% поступление жидкости из бюретки прекращали и заканчивалось движение спирали. В качестве объекта для исследований было взято нефтяное масло, имеющее следующие характеристики: плотность 420, кг/м3 878,6; 50, мм2/с 18,3; содержание механических примесей, % 1,2; температура вспышки в закрытом тигле, оС 154. Методом хромотографии на селикагеле определен состав углеводородной части нефтяного масла, мас.%: парафино-нафтеновые 74,40; моноароматические 20,80; биароматические 2,90; триароматические 1,30; смолы 0,60. Все дальнейшие определения активности деэмульгаторов проводили для эмульсий, содержащих воду в количестве 20 об.%. Целевой функцией (К) - является параметр, определяемый как отношение объема выделенной из эмульсии воды к исходной воде в разделяемой эмульсии. Эффективность деэмульгаторов определяли при центрифугировании и методом отстоя. При использовании метода отстоя температуру процесса варьировали от 20 до 80оС. Концентрация деэмульгаторов применялась от 100 до 500 мг/л. Результаты по определению эффективности деэмульгаторов приведены в табл. 1-4. Как видно из табл. 1-4, при разделении эмульсии типа "масло-вода" деэмульгаторы серии ФОМ-9 с различной степенью оксиэтилирования превосходит по деэмульгирующей способности ОП-10. В табл. 5 на примере деэмульгаторов ФОМ-9-20 и ФОМ-9-60 представлены результаты по влиянию состава растворителей на эффективность действия деэмульгаторов серии ФОМ-9 при разделении масляной эмульсии при температуре 80оС. В качестве растворителей использовали воду, изопропиловый и этиловый спирты и смесь изопропилового спирта и воды, взятых в соотношении 50:50 об. %. Концентрация деэмульгаторов составляла 50 мас.%. Деэмульгаторы в растворе этилового спирта более эффективны, чем деэмульгаторы, приготовленные на основе изопропилового спирта, воды и смеси изопропилового спирта и воды. Эффективность действия деэмульгаторов также определяли при разделении нефтешламов, перерабатываемых на Рязанском и Киришском НПЗ. Характеристика нефтешламов приведена в табл. 6. Предварительные испытания показали, что при числе оборотов в минуту - 6000 и времени экспозиции 5 мин разделение Рязанского нефтешлама не происходило. Только введение в нефтешламы деэмульгаторов способствовало выделению воды из нефтяной эмульсии. В качестве оценочного показателя был принят параметр - степень выделения воды из шлама, определяемый как отношение количества выделившейся воды при разделении методом центрифугирования к ее потенциальному содержанию в нефтешламе. Для оценки эффективности деэмульгаторов ФОМ-9 использовали импортные деэмульгаторы Proestol-665ВС и Accofloc-100 - на основе акриламида, отечественный Метацидпродукт на основе полигексаметиленгуанид ингидрохлорида и Дипроксамин - блоксополимер на основе этилендиамина. Деэмульгаторы серии ФОМ-9 (табл. 7 и 8) превосходят по эффективности отечественные и зарубежные деэмульгаторы при разделении нефтешламов с Рязанского и Киришского НПЗ. Нефтешлам с Киришского НПЗ, отобранный с верха нефтеловушки, имел более высокую степень обводненности (86%), чем с Рязанского НПЗ и разделялся на водную и углеводородную часть при отстое. Результаты по влиянию деэмульгаторов на степень разделения нефтешлама с Киришского НПЗ приведены в табл. 7. Accofloc-100, Proestol-665ВС, Метацид использовали в виде водных растворов, а Дипроксамин растворяли в изопропиловом спирте, ПО-10 в воде, а ФОМ-9-20 в этиловом спирте. Таким образом препарат ФОМ-9 со степенью оксиэтилирования 20-60 является эффективным деэмульгатором для разделения различных типов нефтяных эмульсий.

Формула изобретения

ДЕЭМУЛЬГАТОР ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ, содержащий оксиэтилированный алкилфенол, отличающийся тем, что в качестве оксиэтилированного алкилфенола деэмульгатор содержит оксиэтилированный 2-бис( - диметиламинопропил)-аминометил-4-изононилфенол общей формулы где n = 20 - 60, и дополнительно содержит в качестве растворителя метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: Оксиэтилированный 2-бис( - диметиламинопропил)-аминометил-4-изононилфенол 50 - 75 Этиловый спирт 25 - 50

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7

www.findpatent.ru

ДЕЭМУЛЬГАТОР ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке для разделения водонефтяных эмульсий.

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. Разрушение водонефтяных эмульсий может осуществляться с использованием механических [Пат. US 6165360; US 6214236], физических [Пат. RU 2174857] и химических воздействий. Химический способ разрушения нефтяных эмульсий предполагает традиционное использование реагентов - деэмульгаторов.

Деэмульгаторы - это поверхностно-активные вещества дифильной структуры. Благодаря свойству дифильности деэмульгаторы адсорбируются на межфазных граничных поверхностных слоях частиц дисперсной фазы, за счет чего в глобулах водонефтяных эмульсий происходит снижение межфазного натяжения и 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.].

По строению и химическому составу деэмульгаторы весьма разнообразны. В основном - это неионогенные вещества, синтезированные на основе окисей этилена и пропилена, как отечественного (дипроксамин 157-65, проксамин 385-65, проксанол 305-65, СНПХ-44 и др.), так и импортного производства (дисолван 4411, дисолван 4490, сепарол WF-41 (ФРГ), оксайд-А, доуфакс-70 (США), R-11, X-2647 (Япония) и др.). Расход реагентов в зависимости от устойчивости эмульсии и температуры деэмульсации колеблется от 15-20 до 100-150 г/т, при этом бесспорно признается более высокая эффективность импортных деэмульгаторов. Учитывая, что состав добываемых нефтей постоянно изменяется, а их плотность растет, как и содержание в них асфальто-смолистых веществ, парафинов, серы, то наблюдаемые тенденции роста научных и технологических разработок в направлении постоянного расширения ассортимента отечественных деэмульгирующих средств, выглядят вполне оправданными.

Например, был предложен деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий [Пат. RU 2141502] состава, мас.%: блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с числом звеньев окиси этилена 1-40 и окиси пропилена 60-99 и мол.м. 3000-6000 у.е. - 20-90; растворитель - остальное. Деэмульгатор обладает повышенной эффективностью при обработке высокообводненных нефтяных эмульсий, содержащих асфальтены, смолы и парафины. Его применение облегчает очистку сточных вод.

Запатентован способ получения деэмульгатора [Пат. RU 2151780] для процессов обезвоживания и обессоливания нефти как на нефтепромыслах, так и на нефтеперерабатывающих предприятиях, на основе блоксополимеров окисей алкиленов, получаемых реакцией оксиалкилирования гликоль-содержащего вещества окисью пропилена и окисью этилена в присутствии щелочного катализатора при высоких температурах и давлении. Гликоль-содержащее вещество дополнительно содержит оксиалкилированный амин и/или многоатомный спирт, взятые в количестве 0,5-50 мас.%. Для такого деэмульгатора прогнозируемый технический результат будет выражаться в высокой степени обезвоживания сернистых и высокосернистых нефтей.

Запатентован состав для разрушения стойких водонефтяных высоковязких эмульсий [Пат. RU 2333927], который содержит нефтерастворимый деэмульгатор LML 4312А и водорастворимый деэмульгатор РИК-1 в соотношении от 1:9 до 9:1, что находит отклик в повышении деэмульгирующей способности композита.

Описан способ деэмульгирования нефти бинарным деэмульгатором с целью экономии дорогостоящего импортного деэмульгатора [Пат. RU 2359994], путем введения в сырьевой поток в дегидратор бинарного деэмульгатора, состоящего из смеси дорогостоящего деэмульгатора - Диссолвана в количестве не более 5 ppm и соли синтетической жирной кислоты - (RCOO)mMn, в зависимости от используемого металла, в количестве 15÷40 ppm, что приводит к дестабилизации водонефтяной эмульсии, снижению прочности сольватных оболочек глобул воды, обеспечивая более легкую коалесценцию мелких глобул воды в наиболее крупные, и последующее осаждение воды из нефти. Степень извлечения воды при этом составляет 90÷95% мас., что соответствует использованию чистого Диссолвана в количестве не менее 10÷30 ppm.

Описан оригинальный способ повышения эффективности деэмульгаторов водонефтяных эмульсий [Пат. SU 2316578] путем их перевода в состояние критической эмульсии посредством использования в процессе приготовления товарных форм деэмульгаторов бинарного растворителя, состоящего из углеводорода и растворимого в нем спирта. Оптимальная концентрация спирта и активная часть реагента в растворителе обеспечивают образование в нефти критической эмульсии с коацерватной фазой, состоящей из высокомолекулярных соединений, присутствующих в деэмульгаторе. При этом повышается эфективность деэмульгирования за счет экстракции содержащихся в нефти природных эмульгаторов коацерватной фазой деэмульгатора, что, в свою очередь сопоровождается повышением деэмульгирующей способности товарных форм деэмульгатора.

Предложен практически аналогичный способ повышения качества разделения водонефтяных эмульсий с использованием лишь иной терминологии, расширяющий перечень товарных жидких деэмульгаторов, способных образовывать коллоидные капли коацервата с размером молекул порядка нескольких нанометров, которые здесь именуются «нанодеэмульгаторами», и которые способны повышать качество разделения водонефтяных эмульсий [Пат. RU 2413754].

Запатентован также деэмульгатор нефтепродуктов [Пат. RU 224250], который используют в виде порошка, растворяющегося затем в водной фазе. В качестве основного ингредиента он содержит озонированную нефтеполимерную смолу, полученную полимеризацией либо пиперилен-амиленовой, либо стирол-инденовой, либо дициклопентадиеновой фракций продуктов пиролиза прямогонного бензина. Озонирование указанной смолы ведут озонокислородной смесью в виде 10% раствора в ксилоле при 5°C. После выделения, сушки и измельчения деэмульгатор используют в виде порошка с размером частиц 200-500 мкм. Деэмульгатор позволяет повысить эффективность разрушения стойких водонефтяных эмульсий при обезвоживании нефти.

Известно, что товарные формы деэмульгаторов преимущественным образом имеют вид жидких продуктов или их растворов, что не является высоко технологичным и уступает по простоте в эксплуатации реагентам в твердом состоянии. Вместе с тем сведения о применении твердофазных наноразмерных деэмульгаторов отсутствуют. Возможно, это связано с тем, что в соответствии с традиционными представлениями о термодинамической устойчивости дисперсных коллоидных водонефтяных систем, в присутствии твердых компонентов должно происходить нежелательное упрочнение межфазных оболочек и слоев, препятствующих легкой коалесценции воды в наиболее крупные глобулы.

По технической сущности, в частности, по признаку использования твердого (а не жидкого) деэмульгатора наиболее близким к заявляемому изобретению является деэмульгатор, описанный в Пат. 2242500 RU. Недостатком предложенного деэмульгатора является отсутствие его на рынке в виде готовой товарной формы, токсичность исходных и конечных продуктов, а также невозможность его многократного использования.

Задача данного изобретения: предложить твердофазный наноразмерный деэмульгатор высокой эффективности для разделения водонефтяных эмульсий.

Технический результат заключается в улучшении разделения нефтяной и водной фаз (без образования промежуточных слоев) и глубоком обезвоживании нефти (остаточное содержание воды в нефти <0,1%), и достигается за счет использования наноразмерного порошка нитрида алюминия AlN. Нанореагент-деэмульгатор представляет собой нанопорошок субмикронных размеров (<100 нм), который, не обладая дифильной структурой в классическом понимании (полярная гидрофильная «головка» и длинный гидрофобный «хвост»), обладает гидрофильно-гидрофобной природой поверхности, которая соответствует мозаичной структуре, за счет чего происходит практически мгновенное перераспределение нанореагента-деэмульгатора на межфазных границах и его одновременное взаимодействие, как с водной, так и с нефтяной фазами, которое, в свою очередь, приводит к разрушению сольватных оболочек глобул воды и нефти. Нитрид алюминия AlN является товарным продуктом, производимьм в качестве сорбента для водных фильтров. После срабатывания его как нанореагента-деэмульгатора, он распределяется только в водной фазе и не вызывает загрязнения нефтяной фазы. Нитрид алюминия AlN диспергируют в воде в течение 1-3 секунд, добавляют к водонефтяной эмульсии в количестве 5-20×10-4 % мас., встряхивают в течение 1-5 сек или перемешивают эмульсию механической мешалкой.

Испытания деэмульгатора выполняли на нефтяных эмульсиях (нефть Герасимовского месторождения, скв.19, плотность 864 кг/м3, содержание смол 5,1% масс., парафинов 5,1%, содержание асфальтенов 2,2% и Усинская нефть, относящаяся по своим свойствам к тяжелому углеводородному сырью: плотность - 966,7 кг/м3, вязкость - 3852,39 мм2/с, содержание смол - 18,0%, асфальтенов - 8,1%, серы - 1,98%), приготовленных путем смешения водной и нефтяной фазы в соотношении 20:80…80:20 на механическом гомогенизаторе (МК-20, 6000 об/мин) в течение 5 минут и при температурах деэмульсации 60-80°C. Одновременно в мерный цилиндр для сравнения помещали 100 мл водонефтяной эмульсии идентичного состава, которую получали в аналогичных условиях, но только без нанореагента-деэмульгатора. В образце сравнения вода самопроизвольно не выделялась при соответствующих температурах эксперимента в отдельную фазу.

Примеры конкретного выполнения.

ПРИМЕР 1. Навеску нанопорошка нитрида алюминия AlN 5 мг помещают в стеклянный маленький стаканчик, добавляют 2 мл воды и обрабатывают в течение 2-3 секунд в ультразвуковом диспергаторе (12 кГц). Затем в большой стеклянный стакан помещают 100 мл свежеприготовленной водонефтяной эмульсии состава (20 мл воды +80 мл нефти Герасимовского месторождения), добавляют к эмульсии суспензию нанореагента-деэмульгатора в воде (концентрация AlN составляет 5×10-4 % мас.) и, опустив в объем лопасти механической мешалки, перемешивают еще 3-5 секунд. Затем эмульсию переливают в мерный цилиндр и выдерживают в термостате при 60°С в течение 1-1,5 часов до полного выделения (22 мл) водной фазы. Наблюдаемая граница раздела - четкая, без промежуточного слоя. Определенное содержание остаточной воды в нефтяной фазе находится на уровне <0,10% (метод определения остаточной воды в нефти с насадкой Дина-Старка согласно ГОСТ 2477-65 и Р 51946-2002). При этом нанореагент-деэмульгатор полностью переходит в водную фазу и в агломерированном виде оседает на дно цилиндра. После извлечения этого осадка, нанореагент-деэмульгатор «очувствляют» в ультразвуковом поле в водной среде в течение 1-3 секунд, обеспечивая обратный его переход в наноразмерное состояние, после чего он готов к повторному применению.

ПРИМЕР 2. Навеску нанопорошка нитрида алюминия вносят в водонефтяную эмульсию состава (50 мл воды +50 мл нефти Герасимовского месторождения) в количестве и в порядке как описано в Примере 1. Затем эмульсию переливают в мерный цилиндр и выдерживают в термостате при 60°C в течение 1-1,5 часов до полного выделения (42 мл) водной фазы. Остаточное содержание воды в нефтяной фазе <0,10%.

ПРИМЕР 3. Навеску нанопорошка нитрида алюминия вносят в водонефтяную эмульсию состава (20 мл воды +80 мл нефти Герасимовского месторождения) в количестве и в том порядке, как описано в Примере 1. Затем эмульсию переливают в мерный цилиндр и выдерживают в термостате при 60°C в течение 1-1,5 часов до полного выделения (22 мл) водной фазы. Остаточное содержание воды в нефтяной фазе <0,10%.

ПРИМЕР 4. Навеску нанопорошка нитрида алюминия вносят в водонефтяную эмульсию состава (80 мл воды +20 мл нефти Герасимовского месторождения) в количестве и в порядке, как описано в Примере 1. Затем эмульсию переливают в мерный цилиндр и выдерживают в термостате при 80°C в течение 0,5-1,0 часов до полного выделения (82 мл) водной фазы. Остаточное содержание воды в нефтяной фазе <0,10%.

ПРИМЕР 5. Навеску нанопорошка нитрида алюминия вносят в водонефтяную эмульсию состава (60 мл воды +40 мл Усинской нефти) в количестве 20×10-4 % мас. и в том порядке, как описано в Примере 1. Затем эмульсию переливают в мерный цилиндр и выдерживают в термостате при 80°C в течение 1-1,5 часов до полного выделения (42 мл) водной фазы. Остаточное содержание воды в нефтяной фазе составляет <0,13%.

Предлагаемый деэмульгатор обладает следующими преимуществами:

Твердый нанореагент-деэмульгатор не нужно предварительно готовить с использованием токсичных растворителей, заявляемый нанореагент-деэмульгатор на основе нитрида алюминия AlN является продуктом товарного производства сорбентов [Лернер М.И. Сваровская Н.В. Псахье С.Г. Российские нанотехнологии. 2009.Т 4 №9. С.6-18. ООО «Передовые порошковые технологии», г.Томск] и получается методом электрического взрыва алюминиевого проводника в атмосфере азота (Фиг.1).

Расход нанореагента-деэмульгатора ниже в области рабочих концентраций по сравнению с прототипом в 500-3000 раз.

Возможно 10-кратное и более многократное использование нанореагента-деэмульгатора до полного его «срабатывания».

Более высокая экологичность нанореагента-деэмульгатора, который по мере многократного использования «срабатывается», и даже если следовые количества этого реагента будут оставаться, то это идентично присутствию обычных минеральных примесей в пластовой воде. В то время как по прототипу необходимо предусматривать стадию утилизации водного слоя, отделившегося после разрушения нефтяных эмульсий, который неизбежно будет содержать сравнительно высокую концентрацию токсичных озонированных полимерных продуктов.

Продолжительность времени, необходимого для равномерного распределения вводимого нанореагента-деэмульгатора в объеме водонефтяной эмульсии, составляет 2-3 секунды, в то время как по протипу - до 120 мин.

Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий в виде порошка, отличающийся тем, что деэмульгатор представляет собой наноразмерный порошок нитрида алюминия (AlN).

edrid.ru

Деэмульгатор водонефтяных эмульсий

 

Изобретение относится к деэмульгаторам для разрушения водонефтяных эмульсий и удаления воды из нефтепродуктов. Деэмульгатор нефтепродуктов в качестве основного ингредиента содержит озонированную нефтеполимерную смолу, полученную полимеризацией либо пиперилен-амиленовой, либо стирол-инденовой, либо дициклопентадиеновой фракций продуктов пиролиза прямогонного бензина. Озонирование указанной смолы ведут озоно-кислородной смесью в виде 10 мас.% раствора в ксилоле при 5 С. После выделения, сушки и измельчения деэмульгатор используют в виде порошка с размером частиц 200-500 мкм. Технический результат - повышенная эффективность при разрушении стойких водонефтяных эмульсий и их обезвоживании. 2 табл.

Изобретение относится к материалам (реагентам) для технологии разрушения прочных водомасляных, водонефтяных эмульсий и удаления воды из нефтепродуктов.

Известно, что использованные масла, нефтепродукты разного назначения могут содержать до 20% эмульгированной (связанной) воды за счет образования смолистых поверхностно-активных веществ в процессе их эксплуатации.

Увеличение добычи нефти и ее высокая обводненность (60-90%) определяет основную потребность в деэмульгаторах разного типа. Однако большая часть ассортимента промышленных деэмульгаторов нефти до сих пор состоит из высокозатратных (дорогих) импортных деэмульгаторов.

В последние годы интенсифицируются исследования процессов разрушения водонефтяных эмульсий с использованием электроимпульсных (Пат. RU №2174857, В 01 D 17/06) и электромагнитных воздействий (Нефтяное хозяйство 2001, №11, С.37-38) и разработки инструментальных методов определения эффективности деэмульгаторов (Нефтяное хозяйство. 2002, №8, с.108).

Анализ патентов по разрушению водонефтяных эмульсий химическими методами показывает, что самая высокая активность разработок в этом направлении принадлежит США и России. Эффективность химических методов заключается в том, что при удалении воды из нефти с помощью, например, деэмульгаторов одновременно решаются проблемы обессоливания нефти и защиты оборудования от коррозии.

Разработан широкий класс деэмульгатров для обезвоживания нефти на основе простых и сложных полиэфиров, растворимых в спиртах, углеводородах.

Например, взаимодействием полиэтиленгликоля с этиленоксидом при 149°С получен эффективный деэмульгатор водонефтяной эмульсии (Пат. US №6086750, С 10 G 17/00). Разновидностью этого деэмульгатора являются растворимые композиции простого полиэфира, полученного полимеризацией пропиленоксида с глицерином (гликолем) и последующей сополимеризацией с этиленоксидом, продукта взаимодействия простого полиэфира с алкилкарбоновой кислотой фракций С5-С9 или С10-С 22, либо с олеиновой, либо малеиновой кислотами и алифатического амина С10-С14 (Пат. RU №2174533, С 10 G 33/04). В этом же направлении блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (Пат. RU №2174997, С 10 G 33/04) и продукт конденсации блок-сополимера оксидов этилена и пропилена с адипиновой либо янтарной кислотами, либо фталевым, либо малеиновым ангидридами (Пат. RU №2179993, С 10 G 33/04) в виде спиртовых и углеводородных растворов предложены в качестве деэмульгаторов водонефтяной эмульсии.

Аналогом патента 2174533 RU является способ (Пат. RU №2177495, С 10 G 33/04), в котором деэмульгатор получают полимеризацией оксида пропилена или смеси оксида этилена и оксида пропилена с глицерином, либо полимеризацией оксида пропилена с глицерином с последующей блок-сополимеризацией с оксидом этилена, с п-толуилендиизоцианатом и крахмалом, смешивают с фосфорилированным и аминированным полиэфиром линейного строения. Полученный деэмульгатор растворяют в органическом растворителе.

Деэмульгатор на основе сложного эфира полиоксиэтилена получают оксиэтилированием синтетических жирных кислот фракции С6-С26 до содержания оксиэтильных групп в молекуле до 70 мас.% (Пат. RU №2186088, С 10 G 33/04) и оксиэтилированием имидов жирных кислот рапсового масла (Пат. Украины №33456, С 10 G 33/04). К классу деэмульгаторов на основе полиэфиров относится и модифицированная композиция (Пат. RU №2186827, С 10 G 33/04) следующего состава, мас.%:

Блок-сополимер окиси этилена и пропилена на полиэфире 30,0-35,0

Блок-сополимер окиси этилена и пропилена на полиуретане 30,0-35,0

Блок-сополимер окиси этилена и пропилена на алкилфенол- 2,5-3,0

формальдегидной смоле

Растворитель (нефрас + метанол) Остальное

Второй класс растворимых деэмульгаторов водонефтяных эмульсий разработан на основе фенолальдегидных смол. Так, смесь, фенолформальдегидного полимера [RС6Н3ОH(СН2)]х (R=С 4-С24, х=1000-20000) и полимера общей формулы

в их соотношениях 80/20-20/80 способна удалять из нефти воду и водорастворимые соли (Пат. US №6120678, С 10 G 33/04).

Разрушение водонефтяной эмульсии производят также с помощью смеси оксиалкилированной фенолальдегидной смолы и акриловой кислоты в соотношении по массе (0,2-4)/1 (Пат. US №6153656, В 01 D 17/05). Способ получения фенолальдегидного деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий (Пат. RU №2179994, С 10 G 33/04) заключается в том, что продукт конденсации моно- и диалкилфенола с формальдегидом оксиэтилируют до содержания оксиэтйльных групп в конечном продукте 30-70 мас.% и к полученному продукту добавляют органический растворитель.

Деэмульгаторы на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) ионогенного и неионогенного характера представляют собой самостоятельный класс соединений (композиций) для обезвоживания и обессоливания нефтей.

Например, композиция на основе натрий алкилбензолсульфонатов и нитрилотриметилфосфонатов применена в способе разрушения водонефтяной ловушечной эмульсии (Пат. RU №2183132, В 01 D 17/04). При этом деэмульгирующую способность композиции усиливают электроимпульсным воздействием на эмульсию при генерации спектра частот от 200 кГц до частот инфракрасного излучения.

В патентах US №6168702, 6172123, В 01 D 17/06 предложены деэмульгаторы для обессоливания тяжелой нефти

и

в структуре которых содержатся сильные анионо- и катионогенные функции, что позволяет эффективно снижать концентрации неорганических солей в нефти. Деэмульгаторы подобного типа способны извлекать из нефти металлы, не входящие в водорастворимые соли, за счет комплексования металлов с сильными ионогенными группами. Обработка сырой нефти аминооксидными ПАВ в смеси с энзимами, неорганическими и органическими кислотами позволяет удалить из нефти вместе с водой соли металлов (Пат. US 6106700, С 10 G 33/04). Для приготовления смесевых деэмульгаторов берут 1-2500 частей кислоты на 1 часть ПАВ и 0,9-12 частей ПАВ на 1 часть энзима.

Для обезвоживания и обессоливания сырой нефти разработан ряд поверхностно-активных деэмульгаторов, имеющих гидрофобную хвостовую группу и гидрофильную головную группу (Патенты US 6225357, 6228239, В 01 D 17/05; В 01 D 17/06). Эти эмульгаторы являются продуктами взаимодействия монофункциональных ароматических и алифатических углеводородов с полиолами, полиаминами, полиалкиленоксидами.

С целью удаления из нефти воды, двухвалентных ионов металлов второй группы, а также Mn, Zn и Fe, присутствующих в нефти в виде фенолятов и нафтенатов, сырье обрабатывают водным раствором СО2 при 40-200° и автогенном давлении (Патенты US 6093311, 6187175, С 10 G 29/02; С 10 G 17/08). Процесс проводят при объемном отношении водная фаза/нефть (2-10)/1 и мольном отношении СО 2/ионы металлов (2-500)/1. Аналогичную задачу решают добавлением в тяжелую сырую нефть солей нитратов и галогенидов металлов первой и второй групп (Пат. US 6007702, С 10 G 33/00). После подогрева нефти из ее слоя растворимые соли осаждаются вместе с водой.

Менее эффективными являются механические методы дегидратации тяжелых нефтей. Например, электрической сепарацией под высоким напряжением нефть грубо разделяют на фракции, обогащенные нефтью и водой (Пат. US 6165360, В 01 D 17/06), или нагретую нефть пропускают через сепаратор в вакуумную камеру для испарения и конденсации воды (Заявка UK 2630953, В 01 D 1/22), или нефть обрабатывают в шаровой мельнице со сдвиговыми усилиями и после этого сепарируют (Пат. US 6214236, В 01 D 17/04).

Все анализируемые в данной заявке деэмульгаторы, кроме неорганических солей, являются растворимыми или частично растворимыми в нефтяной фазе.

В способе деэмульгирования нефтепродуктов с дисперсной водной фазой (Пат. RU 2186828, С 10 G 33/04) предложены нерастворимые в углеводородах деэмульгаторы на основе опилок и сельхозпродуктов, содержащих 50-70% полисахаридов и 7-20% белка.

Анализируемые деэмульгаторы и способы их получения разработаны специально для дегидратации водонефтяных эмульсий (сырой нефти). Однако они не пригодны для удаления воды из использованных масел, особенно моторных (автомобильных), из-за растворимости компонентов известных деэмульгаторов в углеводородной среде и особых технических требований для масел.

По технической сущности к предлагаемому деэмульгатору нефтепродуктов наиболее близок состав для деэмульгирования нефтепродуктов по патенту RU 2186828.

Недостаток деэмульгатора на основе опилок и сельхозпродуктов заключается в том, что опилки и сельхозпродукты содержат частично растворимые в углеводородах вещества (липиды, жирные эфиры, скипидар), которые могут экстрагироваться и загрязнять нефтепродукты.

Задача изобретения - разработка состава полимерного деэмульгатора для нефтепродуктов, не растворимого в углеводородной фазе.

Технический результат достигается тем, что деэмульгатор на основе полимеров содержит сшитую озонированием нефтеполимерную смолу (НПС), полученную полимеризацией пиперилен-амиленовой (С5), стирол-инденовой (СИФ) и дициклопентадиеновой (ДЦПД) фракций жидких продуктов пиролиза прямогонного бензина. Нерастворимые в углеводородах озонированные нефтеполимерные смолы ОНПС-С5, ОНПС-СИФ и ОНПС-ДЦПД механическим растиранием измельчают, отбирают фракцию деэмульгатора с размером частиц 200-500 мкм и добавляют к нефтепродукту, находящемуся в виде водомасляной эмульсии. Деэмульгатор в количестве от 0,5 до 3,0 мас.% диспергируют в течение 30-120 минут в нефтепродукте с содержанием до 20% эмульгированной связанной воды. В качестве нефтепродуктов взяты смесевые остатки от использованных моторных масел. Удаление воды из масляных остатков контролировали методом ИК-спектроскопии по уменьшению оптической плотности полосы поглощения в области 3500-3200 см-1 относительно той же полосы в спектре исходной водомасляной эмульсии.

Пример 1. Методика получения деэмульгатора озонированием нефтеполимерной смолы (НПC).

Нефтеполимерные смолы НПС-С5, НПС-СИФ и НПС-ДЦПД получают по патенту РФ №2079514 полимеризацией непредельных соединений фракций жидких продуктов пиролиза в присутствии каталитической системы ТiСl4-Аl(С2Н5)3 (2% TiCl4; мольное соотношение 1:0,33-1 соответственно) при 80°С в течение 3 часов. Нейтрализацию катализатора проводят обработкой полимеризата пропиленоксидом. Насыщенные углеводороды из полимеризата удаляют вакуумной отгонкой в присутствии азота. Полученные таким способом НПС хорошо растворяются в углеводородах. Для "сшивания" НПС-С5; НПС-СИФ и НПС-ДЦПД готовят 10 мас.%-ные растворы каждой смолы в ксилоле. Озонирование каждой смолы в 10 мас.%-ном растворе ксилола ведут в стеклянном реакторе барботажного типа при 5°С и расходе озоно-кислородной смеси (5% озона) 38,5 л/ч в течение 180 минут. Озонированные смолы сушат при 50-60°С теплообдувом пленки. Высушенные озонированные смолы: OHПC-C5, ОНПС-СИФ и ОНПС-ДЦПД представляют собою твердые продукты, нерастворимые в углеводородах.

Элементный состав полученных смол представлен в табл. 1.

Пример 2. Методика дегидратации водомасляной эмульсии с помощью озонированной НПС.

Озонированную ("сшитую") смолу ОНПС-С5, ОНПС-СИФ и ОНПС-ДЦПД измельчают, выделяют фракцию порошка с размером частиц 200-500 мкм. Порошкообразную смолу в количестве от 0,2 до 1,2 г (от 0,5 до 3,0 мас.%) добавляют к 30-40 г водомасляной эмульсии (сырья) с содержанием воды до 20 мас.%. Деэмульгатор (озонированную НПС) диспергируют в сырье с помощью механического устройства в течение 30-120 минут при комнатной температуре. Параметры и результаты дегидратации водомасляной эмульсии приведены в табл. 2.

Из примеров 3-36 видно, что предлагаемые деэмульгаторы на основе озонированных нефтеполимерных смол эффективнее разрушают (дегидратируют) водомасляную эмульсию, чем, например, древесные опилки по патенту.

Формула изобретения

Деэмульгатор водонефтяных эмульсий на основе нефтеполимерной смолы, полученной полимеризацией либо пиперилен-амиленовой, либо стирол-инденовой, либо дициклопентадиеновой фракции из продуктов пиролиза прямогонного бензина, отличающийся тем, что деэмульгатор представляет собой продукт озонирования указанной нефтеполимерной смолы в виде 10 мас.% раствора в ксилоле озонокислородной смесью при 5°С, который после выделения, сушки и измельчения используют в виде фракции порошка с размером частиц 200-500 мкм.

www.findpatent.ru

Способ получения деэмульгатора

 

Изобретение относится к нефтяной и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для получения деэмульгаторов, применяющихся в процессах обезвоживания и обессоливания нефти на нефтепромыслах и на нефтеперерабатывающих предприятиях. Способ получения деэмульгатора включает смешение растворителя, антикоррозионной добавки и смеси двух блоксополимеров окисей этиленов, полученных оксиалкилированием многоатомного спирта и/или амина. Технической задачей является разработка способа получения деэмульгатора, который при низких удельных расходах обеспечивал бы получение требуемого качества подготовки тяжелых сернистых нефтей при обезвоживании на месторождениях и не терял бы эффективность в процессах обессоливания при более высоких температурах. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к способу получения деэмульгатора для процессов обезвоживания и обессоливания нефти на нефтепромыслах и на нефтеперерабатывающих предприятиях.

В процессе добычи и транспортировки нефти происходит интенсивное перемешивание воды с нефтью, что приводит к образованию эмульсий с различной устойчивостью. Причем устойчивость большинства эмульсий типа В/Н со временем возрастает. Поэтому от того, как подготовлена нефть в районах ее добычи, зависят эффективность и надежность работы магистральных трубопроводов, теплообменной и нефтеперегонной аппаратуры НПЗ. В зависимости от своего происхождения нефти имеют различный состав. Природные стабилизаторы эмульсии имеют сложное и различное строение. Известно, что основными стабилизаторами нефтяных эмульсий являются коллоиднодиспергированные в нефти в виде мицелл асфальтосмолистые вещества. Они образуют на поверхности капель воды прочную гидрофобную пленку, которая и препятствует коалесценции капель воды, их укрупнению и осаждению. Наиболее эффективно разрушение бронирующих оболочек осуществляется под воздействием поверхностно-активных веществ, которые являются высокоэффективными деэмульгаторами. Механизм действия деэмульгаторов сводится к дробящему, пептизирующему и вытесняющему действию веществ, входящих в состав бронирующих оболочек, с поверхности капель и их замене адсорбционным слоем, сформированным из молекул ПАВ, не обладающих структурно-механическими свойствами. При этом капли могут коалесцировать при последующем столкновении в турбулентном потоке. Наибольшим деэмульгирующим действием из всех известных классов ПАВ обладают неионогенные поверхностно-активные вещества. Среди последних наиболее эффективными и универсальными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются блоксополимеры окисей алкиленов - пропилена или бутилена (гидрофобная часть) и этилена (гидрофильная часть молекулы). Однако деэмульгаторы указанного класса (Dissolvan 4411 и др.) являются малоэффективными при использовании их на нефтеперерабатывающих предприятиях в процессах глубокого обессоливания и обезвоживания тяжелых сернистых нефтей и их смесей. Одной из причин низкой эффективности деэмульгаторов на основе блоксополимеров окисей алкиленов является низкая температура помутнения: при использовании указанных деэмульгаторов при температурах подготовки нефтей, значительно превышающих температуры помутнения деэмульгаторов (как правило, при температурах 60-130oС), следует учитывать, что при температуре помутнения происходит дегидратация молекул деэмульгатора и его деэмульгирующая активность снижается. Кроме этого, для проявления эффективных деэмульгирующих свойств блоксополимеры окисей алкиленов должны обладать рядом свойств (смачивающие, диспергирующие, поверхностно-активные и т.д.), обеспечить которые при синтезе конкретного вида блоксополимера довольно сложно. Поэтому проблема создания эффективного деэмульгатора решается путем составления смесей неионогенных поверхностно-активных веществ, обладающих синергетическим действием при подготовке смесей различных нефтей. Известен способ получения деэмульгатора - смеси блоксополимеров, оксиэтилированного полипропиленгликоля, получаемого алкоголятной полимеризацией окиси пропилена на пропиленгликоле (или этиленгликоле) с последующей концевой сополимеризацией с окисью этилена при нагревании и в присутствии гидроксида калия (ТУ 6-65-54-91 "Реапон-4В"; Постоянный технологический регламент опытно-промышленного производства Реапон-4В). Деэмульгатор, полученный указанным способом, не обладает высокой деэмульгирующей активностью при обработке различных типов нефтей. Кроме того, при обезвоживании образуется значительное количество промежуточного слоя, что усложняет процесс деэмульсации и снижает качество нефти. Наиболее близким к предлагаемому изобретению является деэмульгатор, содержащий смесь известных выпускаемых отечественной промышленностью полиэфиров - блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе глицерина - Лапрол 5003-2-Б10, Лапрол 5003-2-15, Лапрол 6003-2Б-18, Лапрол 4503, Лапрол 3003, Лапрол 3603-2-12, блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе гликолей - Лапрол 4202-Б-30, Лапрол 5002-2Б-30, блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин-157, Дипроксамин-157-65М, с азотсодержащим соединением - триэтаноламин, диэтиламин и т.д. (Патент РФ 2152425, МКИ С 10 G 33/04, 1999 г.) Однако деэмульгатор, полученный этим способом, не обеспечивает удовлетворительное обезвоживание тяжелых сернистых нефтей татарстанских месторождений. Другим существенным недостатком указанных деэмульгаторов является их низкая температура помутнения, что не позволяет эффективно использовать указанные деэмульгаторы в процессах нефтепереработки. Задачей данного изобретения является разработка способа получения деэмульгатора, который при низких удельных расходах обеспечивал бы получение требуемого качества подготовки тяжелых сернистых нефтей при обезвоживании на местрождениях и не терял бы эффективность в процессах обессоливания при более высоких температурах, обеспечивая снижение количества промежуточного слоя при улучшении качества дренажных вод. Поставленная задача решается тем, что по предлагаемому способу процесс получения деэмульгатора проводят путем смешения растворителя, антикоррозионной добавки и блоксополимеров окисей алкиленов на основе многоатомного спирта и/или амина, причем в качестве блоксополимеров используют смесь двух блоксополимеров окисей алкиленов, полученных оксиалкилированием многоатомного спирта и/или амина при соотношении оксида этилена и оксида пропилена, мас.%: Оксид этилена - 20-80 Оксид пропилена - 80-20 при массовом содержании в смеси блоксополимера с более высоким содержанием оксида этилена от 30 до 70 мас.%, при следующем соотношении компонентов деэмульгатора, мас.%: Растворитель - До 100 Антикоррозионная добавка - 5-20 Смесь блоксополимеров - 40-60 В качестве многоатомного спирта используют диэтиленгликоль (ДЭГ), дипропиленгликоль (ДПГ), а в качестве амина используют триэтаноламин (ТЭА), тетраизопропанолэтилендиамин (ТИПЭД). В качестве антикоррозионной добавки при получении деэмульгатора используют тетрагидро-1,4-оксазин или высококипящие фракции М-2 (ингибитор), получаемые из отходов производства морфолина из диэтиленгликоля и аммиака. В качестве растворителя используют спирты - метанол, этанол, изопропанол или их водные смеси в соотношении спирт:вода, равным 4:1-1:1 соответственно; ароматические растворители - нефрас А 120/200 (ТУ 38.101809-90), толуол (ГОСТ 5789), этиленгликоль. Процесс получения смеси блоксополимеров проводят путем оксиалкилирования многоатомного спирта и/или амина в присутствии гидроксидов щелочных металлов при высоких температуре и давлении. Амины - триэтаноламин (ТЭА) и тетраизопропанолэтилендиамин (Лапромол 294) (ТИПЭД) выпускаются в промышленных условиях. При сопоставлении существенных признаков изобретения с таковыми прототипа выявлено, что они не описаны в прототипе, следовательно, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "новизна". Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию "промышленная применимость" приводим описание способа получения деэмульгатора. Пример 1 В реактор загружают 200 г диэтиленгликоля (ДЭГ), 22 г КОН, вакуумируют, нагревают до 80oС, перемешивают, после чего доводят температуру до 110oС и начинают подавать оксид пропилена в количестве 7,3 кг. Процесс оксипропилирования ведут при температуре (1155)oС и давлении не более 6,0 кгс/см2. После подачи оксида пропилена реакционную массу выдерживают до полного срабатывания оксида пропилена и падения давления до 2,0 кгс/см2, после чего оксипропилированный продукт оксиэтилируют, добавляя 3,9 кг оксида этилена. Процесс оксиэтилирования идет при температуре (1155)oС и давлении не более 6,0 кгс/см2. Молекулярная масса полученного блоксополимера - ~ 6000 у.е., соотношение оксида пропилена и оксида этилена - 65 и 35% соответственно. Примеры 2-8 Процесс получения блоксополимеров аналогичен описанному в примере 1, но в качестве стартового вещества используют диэтиленгликоль (ДЭГ), дипропиленгликоль (ДПГ), триэтаноламин (ТЭА), тетраизопропанолэтилендиамин (ТИПЭД) (Лапрол 294), изменяя соотношение оксида пропилена и оксида этилена согласно таблице 1. Деэмульгатор готовят смешением компонентов. Состав приготовленных образцов деэмульгатора приведен в таблице 2. Полученные образцы деэмульгаторов испытывают на деэмульгирующую активность при удельном расходе 10 и 30 г/т нефти и температуре 40oС и температуре помутнения 1%-ного водного раствора. Испытания на деэмульгирующую активность проводят на искусственной эмульсии 40%-ной обводненности, приготовленной на прикамской нефти и модели пластовой воды. Нефть плотностью 0,875 г/см3 отобрана из скважины 941. Минерализация модели пластовой воды составляет 200 г/дм3. В исследуемую нефтяную эмульсию дозируют 1%-ный раствор деэмульгатора, перемешивая в течение 10 мин с интенсивностью 60 об/мин. По окончании перемешивания эмульсию термостатируют в течение 2 часов при 40oС и измеряют количество свободно выделившейся воды. Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТ 14870 методом Дина-Старка. Температуру помутнения 1%-ного водного раствора деэмульгатора определяют следующим образом. Готовят 1%-ный водный раствор деэмульгатора в хозпитьевой воде с солесодержанием 250-350 мг/дм3, медленно нагревают исследуемый раствор в химическом стакане до появления отчетливого помутнения, отмечают соответствующую температуру, охлаждают до приобретения раствором прозрачности и снова нагревают, отмечая температуру. Операцию повторяют 3 раза для расчета среднеарифметического значения. Результаты испытаний приведены в таблице 3. Из приведенных в таблице данных видно, что заявленный состав деэмульгаторов является эффективным и позволяет осуществлять глубокое обезвоживание нефти. Деэмульгатор, полученный по предлагаемому способу, при использовании в промышленных условиях на установке ЭЛОУ при подготовке тяжелых сернистых нефтей татарстанских месторождений при удельных расходах 3-7 г/т перерабатываемой нефти обеспечил эффективность обессоливания и обезвоживания более 92% и 100% соответственно. При этом содержание нефтепродуктов в дренажных водах не превышает 50 мг/дм3. Для испытаний подготавливалась смесь прикамской и ромашкинской нефтей со следующими показателями: плотность - 0,871-0,867 г/см3; содержание серы - 1,7-1,9 мас. %; количество свежей воды при промывке нефти - 4-5 мас.%, температура - 120-130oС. Результаты испытаний приведены в таблице 4.

Формула изобретения

1. Способ получения деэмульгатора путем смешения растворителя, антикоррозионной добавки и блоксополимеров окисей алкиленов на основе многоатомного спирта и/или амина, отличающийся тем, что в качестве блоксополимеров используют смесь двух блоксополимеров окисей алкиленов, полученных оксиалкилированием многоатомного спирта и/или амина, при соотношении оксида этилена и оксида пропилена, мас.%: Оксид этилена - 20-80 Оксид пропилена - 80-20 при массовом содержании в смеси блоксополимера с более высоким содержанием оксида этилена от 30 до 70 мас.%, при следующем соотношении компонентов деэмульгатора, мас.%: Растворитель - До 100 Антикоррозионная добавка - 5-20 Смесь блоксополимеров - 40-60 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве многоатомного спирта используют диэтиленгликоль, дипропиленгликоль, а в качестве амина используют триэтаноламин, тетраизопропанолэтилендиамин. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве антикоррозионной добавки используют тетрагидро-1,4-оксазин или высококипящие фракции М-2 - ингибитор, получаемые из отходов производства морфолина из диэтиленгликоля и аммиака.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Деэмульгаторы - Справочник химика 21

    Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25—35 кВ. Процессу электрообезвоживания способствуют деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электро-дегидраторы — аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей — работают при повышенном давлении. На НПЗ эксплуатируются электродегидраторы трех типов  [c.9]     Деэмульгаторы способствуют четкому разделению фаз, исключают возможность образования промежуточных эмульсий. Все это значительно облегчает эксплуатацию электрообессоливающих установок. Эффективность обезвоживания и обессоливания определяется правильным выбором деэмульгатора. [c.15]

    Нефть Деэмульгатор 1 ступень И ступень  [c.14]

    Термохимический способ. В подогретую нефть вводят 0,5—2,0°/о различных химических реагентов (деэмульгаторов), например нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой водный раствор кальциевых или натриевых солей сульфокислот, получаемых из отбросных кислых гудронов. К настоящему времени синтезировано большое количество поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. По внешнему виду это густые жидкости, мазеобразные или твердые вещества. Деэмульгаторы растворяют в широких фракциях (160—240 °С 170—270 °С) ароматических углеводородов или в метиловом спирте и в виде 40—70%-ных растворов поставляют потребителям. [c.13]

    В табл. I приведены данные работы установок ЭЛОУ при использовании различных деэмульгаторов. [c.13]

    Полипропиленгликоль (диапазон молекулярных весов 400— 2000) [99], получаемый полимеризацией окиси пропилена в щелочной или кислой среде, является важным промежуточным продуктом для производства пенополиуретанов, алкидных смол, эмульгаторов, деэмульгаторов, смазочных средств, тормозных жидкостей. Дипропиленгликоль отдельно и вместе с диэтилен-гликолем используется fpи получении типографских красок и в качестве гидравлической жидкости с низкой температурой затвердевания. Он обладает незначительной токсичностью по сравнению с эти-ленгликолем, что позволяет применять его при изготовлении фармацевтических и косметических средств, а также пищевых продуктов. Смесь полиэтилена с полипропиленгликолем является интересным исходным веществом для получения неионогенных детергентов и специальных смазочных масел. [c.87]

    Присадки к топливам и маслам, деэмульгаторы. [c.97]

    При получении на установке фракции н. к. — 180 °С выход фракции 140—240 °С будет уменьшен до 9,98%, а выход фракции н. к. — 180 С составит 19,12%. Сырая нефть прокачивается двумя параллельными потоками через первую группу теплообменников и поступает в отстойник термохимического обессоливания. Перед входом в отстойник нефть смешивается с деэмульгатором и горячей водой. Обработанная нефть, отстоявшаяся от воды и частично обессоленная, из отстойников под собственным давлением проходит последовательно через два электродегидратора и поступает в емкость обессоленной нефти. Обезвоженная и обессоленная нефть насосом прокачивается двумя потоками через вторую группу теплообменников в первую ректификационную колонну. Атмосферная [c.94]

    Расход деэмульгатора, 1 Содержание в сырой нефти Содержание в обессоленной нефти  [c.14]

    Производство поверхностно-активных вещаств на основе кислых гудронов основано иа высокой поверхностной активности сульфокислот и сульфонатов, входящих в их состав. Технические поверхностно-активные вещества получают нейтрализацией кислых гудронов и используют в качестве деэмульгаторов, пенообразователей, смазочно-охлаждающих жидкостей, флотационных реагентов. [c.140]

    Сырая нефть (рис. 47) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 159 и 145 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется четырьмя параллельными потоками в электродегидраторы. На прием сырьевых насосов подается щелочно-содовый раствор и деэмульгатор ОЖК. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия [c.114]

    Взято Нефть Промывная вода Деэмульгатор (НЧК) Раствор щелочи (10%-ный) 100,00 0,04 2080,00 0,83 100,00 0,07 2062,5 1,3 100,0 10,0 0,06 2048,5 205,0 1,3 [c.147]

    I Тяжелый каталитический газойль может быть использован в качестве сырья термического крекинга или сырья для получения деэмульгаторов или компонентов, снижающих вязкость жидкого котельного топлива. [c.71]

    Подача деэмульгатора п сырье [c.195]

    Однако в дальнейшем необходимо следующее создать более укрупненные установки на основе комбинирования смежных и связанных процессов обеспечить высокий отбор от потенциала светлых нефтепродуктов и масляных дистиллятов заданного фракционного состава (без налегания соседних фракций по температурам кипения) значительно снизить удельные расходы (на 1 т перерабатываемой нефти) топлива, электроэнергии, воды, воздуха, реагентов (щелочь, деэмульгатор, антикоррозионные средства), металла уменьшить стоимость строительства и сократить эксплуатационные расходы. [c.231]

    Электрообессоливающие установки. Постоянными компонентами не( и являются вода и механические примеси соли, песок, глина. Иногда вода сравнительно легко отделяется от нефти. В других случаях вода образует с нефтью очень устойчивые эмульсии. Деэмульгацию нефти в промышленных условиях осуществляют под воздействием деэмульгаторов, температуры и электрического поля. Возможно и совместное действие этих факторов. Более широкое распространение получил электрический способ обезвоживания и обессоливания нефтей. [c.80]

    Потребление в нефтяной промышленности ПАВ в качестве гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии, деэмульгаторов, моющих веществ и т. д. постоянно возрастает. [c.208]

    Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80—120 °С), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 120 °С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно. [c.9]

    Продолжительность межремонтных циклов установок атмосферно-вакуумной перегонки нефти, термического крекирования сырья, замедленного коксования находится в прямой зависимости от качества подготовки нефти. При высоком содержании остаточных хлористых солей в обессоленной нефти происходит интенсивно хлористоводородная коррозия аппаратуры и трубопроводов. Наибольшее разрушающее воздействие на оборудование оказывает хлористоводородная и сероводородная коррозия. Поэтому улучшению подготовки нефтей должно уделяться самое серьезное внимание. Для этого на установках электрообессоливания необходимо внедрять технические мероприятия, позволяющие несмотря на увеличение объема нефти значительно улучшать ее качество. К таким мероприятиям относятся использование эффективных неионогенных деэмульгаторов типа дисольван, прогалит, ОЖК и др. увеличение времени обработки с применением дополнительных горизонтальных электродегидраторов более совершенной конструкции меж- и внут-риступенчатая рециркуляция воды, что позволяет без повышения общего ее расхода увеличить соотношение вода — нефть и улучшить отмывку нефти от солей и механических примесей дооборудование установок АВТ и АТ собственными блоками подготовки нефти с монтажом современных высокоэффективных горизонтальных электродегидраторов повышение температуры подогрева нефти и др. [c.199]

    Парафины и церезины являются нежелательными компонен — 1ами в составе масляных фракций нефти, поскольку повышают температуры их застывания. Они находят разнообразное техническое применение во многих отраслях промышленности электро — и радиотехнической, бумажной, спичечной, кожевенной, парфюмерной, химической и др. Они применяются также в производстве пластичных смазок, изготовлении свечей и т.д. Особо важная современная область применения — как нефтехимическое сырье для производства синтетических жирных кислот, спиртов, поверхностно — активных веществ, деэмульгаторов, стиральных порошков I т.д. [c.62]

    Технические нефтяные кислоты (асидол), выделяемые из керосиновых и легких масляных дистиллятов, находят применение в качестве растворителей смол, каучука и анилиновых красителей для пропитки шпал для смачивания шерсти при изготовлении цветных лаков и др. Натриевые и калиевые соли нафтеновых кислот служат в качестве деэмульгаторов при обезвоживании нефти. Нафтенаты кальция и алюминия являются загустителями консистентных смазок, а соли кальция и цинка являются диспергирующими присад — KaNH к моторным маслам. Соли меди защищают древесину и текстиль от бактериального разложения. [c.75]

    Нс1 установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефте — растворимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, юскольку [c.148]

    Изменяя при синтезе неионигенных ПАВ число группы окиси этилена (л) и окиси пропилена (т) в виде блоксополимеров, можно широко регулировать соотношение между гидрофобной и гидрофильной частями деэмульгатора и тем самым их свс йства. Используя в качестве исходных веществ органические соединения с ратными функциональными группами, можно получить блоксополимеры с двумя бл( ками типа А В , тремя — типа В А В или четырьмя и более блоками, где [c.149]

    На технико-экономические показатели ЭЛОУ влияют также -1нтенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов. Так, для деэмульгаторов с малой поверхностной активностью, особенно когда они плохо растворимы в нефти, требуется более интенсивное и продолжительное переме — шивание, но не настолько, чтобы образовалась высокодисперсная система, которая плохо осаждается. Обычно перемешивание нефти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном насосе. Однако лучше иметь специальные смесительные устройства, такие, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т.д. Целесооб— [c.152]

    Благодаря контактированию нефти с водой и с расстворенным в ней деэмульгатором достигается более полное удаление воды и солей. Крупные частицы воды выпадают из нефти по пути к электродам на них воздействует относительно слабое поле, создаваемое между нижним электродом и зеркалом воды. В зону сильного поля между электродами попадает нефть со сравнительно мелкими частицами воды, не успевшими выделиться из нефти и нуждающимися в воздействии электрического поля большой напряженности. [c.19]

    Модернизирование технологической схемы ЭЛОУ применительно к работе на неионогенных деэмульгаторах (ОП-7, ОП-10, Кау-фе-14) позволило увеличить производительность установок на 50% против проектной и снизить потери нефти. Замена вертикальных электродегидраторов горизонтальными способствовала повышению производительности (по нефти) в 6 раз. Два таких электродегидратора служили I ступенью обессоливания. На II ступени использовали 12 электродегидраторов типа НЗП. При работе I ступени двухступенчатой ЭЛОУ, оборудованной горизонтальными электродегидраторами, производительность в два с половиной раза превысила проектную. Расход электроэнергии снизился на 25—30%. Для [c.127]

    I, 7 —насосы . 2 — теплообменник 3 — электродегидраторы 4 — инжектор 5 — теплообменник обессоленной нефти б — первая ректификационная колонна 3 — отстойник обессоленной нефти, / — сырая нефть // — горячий поток нефтепродуктов /// — промывная вода /V — деэмульгатор V — обессоленная нефть V/— вода в канализацию V//— подогретая нефть V///— смесь паров и газов /X — полуотбензинеиная нефть. [c.141]

    Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменники 2, паровые подогреватели 3 (на комбинированной установке ЭЛОУ—АТ через теплообменники боковых погонов) и с температурой 110—120 С поступает в электродегидратор I ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 — раствор щелочи, который подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из элек-тродегидратора II ступени и закачивается в инжекторный смеситель 5 насосом 13. С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды. В инжекторном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода — для вымывания кристаллов солей. [c.9]

Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки (1979) -- [ c.497 ]

Общая химическая технология органических веществ (1966) -- [ c.41 ]

Технология переработки нефти и газа (1966) -- [ c.54 , c.59 , c.60 ]

Товарные нефтепродукты, их свойства и применение Справочник (1971) -- [ c.0 , c.369 ]

Присадки к маслам (1966) -- [ c.361 ]

Коррозия и защита химической аппаратуры ( справочное руководство том 9 ) (1974) -- [ c.31 , c.33 , c.35 , c.37 , c.464 ]

Краткая химическая энциклопедия Том 1 (1961) -- [ c.0 ]

Краткий курс коллойдной химии (1958) -- [ c.253 ]

Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа Издание 3 Часть 1 (1972) -- [ c.181 ]

Неионогенные моющие средства (1965) -- [ c.63 ]

Химия и технология нефти и газа Издание 3 (1985) -- [ c.103 , c.107 ]

Краткая химическая энциклопедия Том 1 (1961) -- [ c.0 ]

Присадки к маслам (1966) -- [ c.361 ]

Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки Изд.3 (1979) -- [ c.497 ]

chem21.info

Деэмульгатор для деэмульсации нефти и нефтепродуктов

 

и>744024

О П И -:-"- )ГЯ- ИИЗОБРЕТЕНИЯ

Союз Советских

Социалистических

Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 22.1075 (21) 218489,1/23-04 (51) К„2 с присоединением заявки № -- (23) П ио итет

С 10 6 33/04

Государственный комитет

СССР ио делам изобретений и открытий р р

Опубликовано 30.06.80. Бюллетень ¹ 24 (53) УДК 665. 622.

;43.065.6 (088.8) Дата опубликования списания 300680

A.Ã. Воробьев, Ю.В. Федоров, A M. Гнатюк, С.Н. Осипов и M.A. Должковой (72) Авторы изобретения

Днепродзержинский ордена Трудового Красного Знамени индустриальный институт им. М.И. Арсеничева (71) Заявитель (54) ДЕЭМУЛЬГЛТОР ДЛЯ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ НЕФТИ

И НЕФТЕПРОДУКТОВ

1 Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, конкретно к обезвоживанию и разрушению нефтяных эмульсий химическими средствами путем, введения деэмульгатора.

Известен способ обезвоживания нефтяных эмульсий путем введения деэмульгатора на основе моно- или полиэфиров высших жирных кислот и оксиалкилировааных аминов (1) . 1О

Недостатком этого способа является большой расход указанных реагентов и недостаточная степень обезвоживания.

Известен также наиболее близкий к 15 предлагаемому деэмульгатор из смеси первичных высших алифатических аминов или смеси,их хлоргидратов (2) .

Этот деэмульгатор хорошо растворяется в углеродах и слабо растВОрим 20 в воде.

Цель изобретения — повышение деэмульгирующей способности деэмульгатора для деэмульсации нефти и нефтепродуктов. 25

Поставленная цель достигается тем, что деэмульгатор в качестве органического основания содержит хлористый или роданистый бензилхинолиний и до,полнительно содержит кубовый остаток 30 моноэтаноламиновой очисткй коксового газа от сероводорода при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Хлористый или роданистый бензилхинолиний 1-3

Кубовый остаток моноэтаноламиновой очистки коксового газа от сероводорода 8-10

Изобретение иллюстрируется следующими примерами, сведенными в таблицуу.

Деэмульгатор приготовляют путем смешения компонентов при температуре бт -15 до +60ос.

Пример . В 100 мл сырой нефти из сырьевого резервуара ГлинскоРозбышевского нефтяного месторождения, которая после предварительного отстаивания в течение нескольких суток (с целью удаления несвязанной в эмульсию воды) содержала 20-24% воды, добавляют 30 мл пластовой воды и механической мешалкой перемешивают в течении 5 мин с добавлением деэмульгатора (100 т на 1 т эмульсии) °

Отстаивание проводят 2,5 ч при 60 С.

Содержание остаточной воды в нефти после тепловой деэмульсации при

60оС без деэмульгатора составляет 8Ъ.

744024

Содержание " остаточной воды в нефти после деэмульсации с

Кубовые остатки

0,4

95,0

Хлористый бензилхинолиний

80,0

Кубовые остатки

1 6

Роданистый бензилхинолиний

0,05

Кубовые остатки

99,3

Хлористый бенэилхинолнний

98,8

Кубовые остатки

0,1

Роданистый бензилхинолиний формула изобретения

Составитель М. Сергеева Редактор Т. Никольская Техред Н.Бабурка Корректор В. Бутяга

Тираж 545 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Заказ 3645/1

Филиал ППП Патент, r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Деэмульгатор для деэмульсации нефти и нефтепродуктов, содержащий органическое основание, о т л и ч а ю.— шийся тем, что, с целью повышения деэмульгирующей способности, де- 35 эмульгатор в качестве органического основания содержит хлористый или роданистый бензилхинолиний и дополнительно содержит кубовый остаток моноэтаноламиновой очистки коксового га- 4О за от сероводорода при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: добавлением деэмульгатора показано в таблице.

Хлористый или роданистый бензилхинолиний 1-3

Кубовый остаток моноэтаноламиновой очистки коксового газа от сероводорода 8-10

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1, Авторское свидетельство СССР

9 199310, кл. С 10 G 33/04, опублик.

1967, 2. Авторское свидетельство СССР

9 193652, кл..С 10 G 33/04, опублик.

1965 (прототип).

  

www.findpatent.ru