Способ разрушения эмульсий типа вода в нефти

пп 456824 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН ИЯ К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУСова Советских Социалистических Республик(22) Заявлено 11,05.7 вкписое инением Государственный комитет Совета Министров СССР(32) ПриоритетОпубликовано 15.01.75, БюллетеньДата опубликования описания 21,02,7 53) УДК 665,622,43.066(088.8) ло делам изобретени крытии 72) Авторы изобретения(54) СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯВОДА В НЕф тение относится к области разрушенефтяных эмульсий и может быть ано в процессах первичной подготовнапример при термохимическом вании и обессоливании. 5 н способ разрушения эмульсий тив нефти путем введения деэмульгаблоксополимера окисей алкиленов.при применении этого способа при и температуры снижается эффек диэмульгаторов, особенно при обральсий высоковязких нефтей. Исходным продуктом для этого соединения служит флуорантен. Последний является многотоннажным отходом при производстве пирена из фракций каменноугольной смолы и до настоящего времени как химическое сырье не используется.В отличие от анионактивного деэмульгатора НЧК этот продукт обладает более высокой адсорбционной способностью. Сульфогруппа сообщает данному соединению возможность применения его в виде водных растворов, причем растворимость его в воде при нагревании увеличивается,Для повышения эффективности процессшироком интервале температур, а такжерасширения ассортимента эффективны.;эмульгаторов по предлагаемому способу вчестве деэмульгатора применяется монориевая соль 12-трет.бутилфлуорантен-сфокислоты (ТБФС).Деэмульгатор используется врастворов в количестве 0,01 - 0,01 кг нефти.Предлагаемый деэмульгатор являетсятивным не только при температурах 20 - 6но и увеличивает свою активность при пшении температуры до 90 С и выше, ТБимеет следующее строение: виде вод 3 г ТБФС Носителем по ТБФС являетая достаточноявшимися ране вы- ФС Изобре ния водо использов ки нефти обезвожи Известе па вода тора типа Однако повышени тивность ботке эма в ДлЯ 15 ди- ка- чат- уль 20 ных верхностно-активных своиств я ароматическая часть, кото- велика по сравнению с примее алкиларилсульфонатамизла ица 1 Нефть Качановского месторожденияСодержание воды в эмульсии - 18,4:,) Расход деэмульгаора на 1 кг нефти, г90,016 2,бли Нефть Ромашкинского месторождени (Содержание воды в эмульсии 20,0,личество воды, выделившейся при 90 С, г, че Расход деэмульгаора на 1 кг нефти, г(например некаль, основой которого является нафталин). Ароматическая часть ТБФС содержит большое количество л-электронов, увеП р и м е р, Эффективность деэмульгатора испытывают на эмульсиях нефтей месторождений Украины; Качановского, Гнединцевского и Битковского, а также Ромашкинского месторождения.Испытания проводят по следующей методике.200 г нефтяной эмульсии загружают в дели- тельную воронку на 500 мл и выдерживают в течение 15 мин при 60 С. Затем к ней прибавляют 15 мл 0,03%-ного водного раствора ТБФС, В контрольную пробу подают 15 мл 0,03%-ного водного раствора диссольвана 4411. Образцы помещают в аппарат для встряхивания и перемешивают в течение 5 мин. лпчивающих анионную активность и специфическую адсорбируемость соединения, Анионная активность усиленная отрицательным зарядом л-электронов и специфическая адсорби руемость имеет в данном случае важное значение, поскольку капельки воды в нефти, как известно, имеют положительную поверхностную энергию,10 Деэмульгатор может быть получен алкилированием флуорантен-сульфокислоты до 12- трет.бутилфлуорантен- сульфокислоты по следующей схеме; После перемешивания в пробах поддерживают температуру 60 - 70 С. Испытания проводят также при 90 С. Воду, выделяющуюся из эмульсии, отделяют через 15 мин, 1 ч, 2 ч 3 ч, 30 4 ч.Содержание остаточной воды определяютпо методике ГОСТ 2477-65.Результаты деэмульгацин нефтей Качановского и Ромашкинского месторождений с по мощью деэмульгатора ТБФС, и в качествеконтрольного примера, с деэмульгаторами диссольван 4411 и НЧК, приведены в табл. 1, 2, 3, 4. Аналогичные результаты получены и с нефтями других, указанных выше, месторож дени й,456824 Содержание остаточного хлора в пересчетена ХаС 1 определяют по ме 1 одике ГОСТ2401-62. Таблица 3 Нефть Качановского месторождения(Содержание хлора до деэмульгирования составляло 212 мг/л в пересчете на ИаС 1)Количество остаточного хлора в пересчете на МаС при 60, мг/л черезРасход деэмульгатора на 1 кг нефти, г(Содержание хлора до деэмульгироваиия составляло 325 мг/л в пересчете на 1 ЧаС 1)Количество остаточного хлора в пересчете на ХаС при 90 С, мг/л черезРасход деэмульгатора на 1 кг нефти, гДеэмульгатор 4 ч Зч 2 ч 1 ч 8,3 10,4 16,5 25 0,0225 0,0225 ТБФС 18,8 22,0 32,3 44,0 Диссольван 4411 13,0 18,5 23,1 30,3 2,0 КЧК Предмет изобретения Составитель И. Глебова Редактор Л. Емельянова Техред Г. ДворинаКорректор Н. Стельмах Заказ 303/17 Изд, Мо 1020 Тираж 591 Подписное ЦНИИПИ Государственного комитета Совета Министров СССР по делам изобретений и открытий Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5Типография, пр. Сапунова, 2 Таким образом, введение в нефтяные эмульсии водных растворов ТБФС при малом их расходе (0,0225 г на 1 кг нефти или 22,5 г на 1 т) приводит к существенному снижению содержания воды и хлора, Эффективность ТБФС при повышении температуры возрастает, что выгодно отличает его от диссольвана 4411 и подобных ему неионогенных деэмульгаторов, Кроме того, ТБФС значительно превосходит широко применяемый в настоящее время анионактивный деэмульгатор НЧК. Способ разрушения эмульсий типа вода внефти путем введения в эмульсию деэмульга тора с последующим отстаиванием, о т л и ч аю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности процесса в широком интервале температур, в качестве деэмульгатора применяют мононатриевую соль 12-трет.бутилфлуо рантен-сульфокислоты.