1. РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
(19) KZ (13) B (11) 29774
(51) B01D 17/05 (2006.01)
МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
(21) 2012/1652.1
(22) 04.04.2011
(45) 15.04.2015, бюл. №4
(31) 12/757,008
(32) 08.04.2010
(33) US
(85) 30.10.2012
(86) PCT/US2011/031049 от 04.04.2011
(72) ХИРАСАКИ, Джорд, Дж. (US); МИЛЛЕР,
Клэрэнс А. (US); РЭНИ, Олина Г. (US); ХЕРА ДЖР,
Джон (US); НГАЙЕН, Дай (US); ПОИНДЕКСТЕР,
Майкл (US)
(73) УИЛЬЯМ МАРШ РАЙС ЮНИВЕСИТИ (US);
НАЛКО КОМПАНИ (US)
(74) Русакова Нина Васильевна; Жукова Галина
Алексеевна; Ляджин Владимир Алексеевич
(56) US 5750484 A, 12.05.1998
US 2005/0085397 A1, 21.04.2005
US 2008/0153723 A1, 26.06.2008
US 2006/0258541 A1, 16.11.2006
US 2002/0190005 A1, 19.12.2002
(54) КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ
ЭМУЛЬСИИ, СОДЕРЖАЩЕЙ ВОДУ И НЕФТЬ
И СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ ЭМУЛЬСИИ
(57) Композиция и способ разрушения добытой
эмульсии полученной из анионных поверхностно-
активных веществ и полимера (SP) и щелочи,
поверхностно-активных веществ и полимера (ASP).
Добытую эмульсию разлагают на нефть и воду. В
одном из вариантов реализации композиция
содержит поверхностно-активное вещество.
Поверхностно-активное вещество включает
катионное поверхностно-активное вещество,
амфотерное поверхностно-активное вещество или
любую комбинацию указанных веществ.
(19)KZ(13)B(11)29774

2. 29774
2
Настоящее изобретение в целом относится к
области добычи и извлечения нефти
усовершенствованными методами. В частности,
настоящее изобретение относится к области
извлечения сырой нефти из добытых эмульсий с
применением таких усовершенствованных методов
нефтедобычи путем нагнетания растворов,
содержащих полимер и поверхностно-активное
вещество. Настоящее изобретение особенно
значимо при применении катионных поверхностно-
активных веществ и амфотерных поверхностно-
активных веществ для улучшения нефтедобычи и
повышения степени извлечения нефти из указанных
эмульсий.
Уровень техники
При добыче сырой нефти из коллекторов в
коллекторе обычно остаются значительные
количества не добытой сырой нефти. Способы
извлечения сырой нефти включают первичную
добычу и вторичные методы с применением
нагнетания воды. Известен ряд методов,
находящихся в различных стадиях разработки и
внедрения, которые могут оказаться
перспективными для извлечения значительных
количеств нефти, остающихся после обычной
добычи. Указанные способы включают вторичную
нефтедобычу путем нагнетания воды с
использованием поверхностно-активного вещества
и полимера, а также щелочи, поверхностно-
активного вещества и полимера, которое включает
закачку комбинаций указанных материалов в
солевых растворах в коллектор. В результате
применения указанных способов получают добытую
эмульсию, которая обычно содержит сырую нефть,
воду, поверхностно-активное вещество, полимер и
щелочь, если таковую применяли. Недостатки
включают трудность разделения эмульсии на
чистую воду и сухую нефть для продажи сырой
нефти и трудность правильной утилизации воды
безопасным для окружающей среды способом.
Кроме того, деэмульгаторы, применяемые для
разделения обычных нефтепромысловых эмульсий,
могут быть неэффективны для некоторых эмульсий,
полученных при использовании способов с
применением поверхностно-активного вещества и
полимера, а также щелочи, поверхностно-активного
вещества и полимера. Результаты проведения
различных экспериментов показывают, что
применение обычных неионных деэмульгаторов не
всегда может обеспечить желаемое разделение в
указанных способах. Например, применение таких
эмульгаторов может не обеспечивать получение
воды с достаточно низким содержанием нефти.
В патенте US 5750484 описано
усовершенствованное разделение эмульгированной
гидрофобной органической почвы, полученной от
водных стоков, с использовыванием амфотерного
карбоксилатного поверхностно-активного материала
в комбинации с катионным дестабилизатором или
флокулентными материалами. Тем не менее, такое
использование требует осуществление
регулирования pH кислоты для того, чтобы достичь
отделения гидрофобной органической почвы от
водяного потока, а это усложняет процесс
переработки.
Опубликованная патентная заявка US
2005/0085397 А1 раскрывает водную текучую среду,
используемую для извлечения жидкого
углеводорода из подземных резервуаров,
содержащих водную среду и смесь поверхностно
активных веществ, в которой водная текучая среда
имеет щелочной показатель pH. Основным
недостатком эмульсий является то, что
деэмульгация эмульсии происходит при самотеке и
требует времени, что делает процесс сложным и
затратным по времени.
Следовательно, существует потребность в
усовершенствованных способах разделения сырой
нефти и воды в эмульсиях, получаемых в способах с
применением поверхностно-активного вещества и
полимера, а также щелочи, поверхностно-активного
вещества и полимера. Дополнительно, существует
потребность в усовершенствованных способах
деэмульгирования добываемых эмульсий для
достижения полного разделения сырой нефти и
воды.
Краткое описание некоторых предпочтительных
вариантов реализации
На удовлетворение указанных и других
потребностей в данной области техники направлен
один из вариантов реализации настоящего
изобретения, согласно которому предложена
композиция для разрушения эмульсии, содержащей
воду и нефть. Согласно некоторым вариантам
реализации указанная эмульсия содержит воду,
нефть, анионное поверхностно-активное вещество и,
возможно, водорастворимый полимер, щелочь и/или
спирт. Композиция содержит поверхностно-
активное вещество. Поверхностно-активное
вещество включает катионное поверхностно-
активное вещество, амфотерное поверхностно-
активное вещество или любую комбинацию
указанных веществ.
На удовлетворение указанных и других
потребностей в данной области техники направлен
также еще один из вариантов реализации
настоящего изобретения, согласно которому
предложен способ разрушения эмульсии,
содержащей воду и нефть. Указанный способ
включает введение композиции в эмульсию, причем
указанная композиция содержит катионное
поверхностно-активное вещество, амфотерное
поверхностно-активное вещество или любую
комбинацию указанных веществ.
Выше были достаточно широко описаны
признаки и технические преимущества настоящего
изобретения, для облегчения понимания
последующее более подробного описания
настоящего изобретения. Дополнительные признаки
и преимущества настоящего изобретения,
составляющие предмет формулы настоящего
изобретения, будут описаны далее в настоящей
заявке. Специалисту в данной области техники
будет понятно, что, на основе концепции и
конкретных вариантов реализации настоящего
изобретения можно легко создать модификации или

3. 29774
3
разработать другие варианты реализации для
осуществления тех же целей настоящего
изобретения. Также специалистам в данной области
техники будет понятно, что такие эквивалентные
варианты реализации находятся в рамках объема и
сущности настоящего изобретения, установленных в
прилагаемой формуле изобретения.
Подробное описание предпочтительных
вариантов реализации
В одном из вариантов реализации предложена
композиция для извлечения и разделения воды и
нефти из добытых эмульсий, содержащая
поверхностно-активное вещество, включающее
катионное поверхностно-активное вещество,
амфотерное поверхностно-активное вещество или
любую комбинацию указанных веществ. В
некоторых вариантах реализации поверхностно-
активное вещество включает катионное
поверхностноактивное вещество галогенид
алкиламмония, галогенид алкиламина, амфотерное
поверхностно-активное вещество или любую
комбинацию указанных веществ. В других
вариантах реализации поверхностно-активное
вещество включает катионное поверхностно-
активное вещество галогенид алкиламмония,
галогенид алкиламина, полимерное неионное
поверхностно-активное вещество, амфотерное
поверхностно-активное вещество или любую
комбинацию указанных веществ. В некоторых
вариантах реализации композицию применяют для
разрушения эмульсий, полученных при вторичной
нефтедобыче путем нагнетания воды с
поверхностно-активным веществом и полимером, и
щелочью, поверхностно-активным веществом и
полимером. В указанных вариантах реализации
добытые эмульсии обычно содержат по меньшей
мере воду, сырую нефть, поверхностно-активные
вещества и полимеры. Введение композиции в
добытую эмульсию разделяет нефтяную и водную
фазы. В некоторых вариантах реализации
разделение представляет собой полное разделение
нефти и воды. Полное разделение означает
получение сухой нефти, содержащей менее чем 1%
суммарно осадка и воды, хорошей поверхности
раздела с четким разделением между нефтью и
водой, и чистой воды, содержащей менее чем
примерно 300 частей на миллион (ppm) остаточной
нефти. Композицию вводят в эмульсию любым
подходящим способом. Например, примеры
подходящих способов включают способы,
описанные в Z. Ruiquan et al., “Characterization and
demulsification of produced liquid from weak base ASP
flooding,” Colloids and Surfaces, Vol. 290, pgs 164-
171, (2006) и в патентах США №№4374734 и
4444654, полностью включенных в настоящую
заявку посредством ссылок.
В одном из вариантов реализации поверхностно-
активное вещество представляет собой катионное
поверхностно-активное вещество, включающее
галогенид аммония. Галогенид аммония может
включать любые подходящие типы галогенидов
аммония. В некоторых вариантах реализации
галогениды аммония включают галогениды
алкиламмония, галогениды полиалкиламмония, или
любые комбинации указанных соединений. В
некоторых вариантах реализации катионное
поверхностно-активное вещество включает любые
комбинации или по меньшей мере одно соединение
из галогенида алкилтриметиламмония, галогенида
алкилдиметилбензиламмония, и один или несколько
галогенидов имидазолиния. В некоторых вариантах
реализации молекулярная масса указанных
четвертичных поверхностно-активных веществ
находится в диапазоне примерно от 200 примерно
до 700, как вариант, примерно от 250 примерно до
500. В некоторых вариантах реализации галогенид
алкилтриметиламмония имеет среднюю длину
алкильной цепи от С6 до С16, как вариант, от С6 до
С10, и как вариант, от С12 до С18, и как другой
вариант, C8.
Без ограничения, примеры галогенидов
алкилтриметиламмония включают фторид
алкилтриметиламмония, хлорид
алкилтриметиламмония, бромид
алкилтриметиламмония, йодид
алкилтриметиламмония, астатид
алкилтриметиламмония или любую комбинацию
указанных соединений. В одном из вариантов
реализации галогенид алкилтриметиламмония
включает бромид алкилтриметиламмония, хлорид
алкилтриметиламмония или любую комбинацию
указанных соединений. В некоторых вариантах
реализации галогенид алкилтриметиламмония
представляет собой хлорид алкилтриметиламмония.
В других вариантах реализации галогенид
алкилтриметиламмония представляет собой бромид
н-октилтриметиламмония.
Без ограничения, примеры галогенидов
алкилдиметилбензиламмония включают любые
комбинации одного или нескольких соединений из
хлорида додецилдиметилбензиламмония и хлорида
н-тетрадецилдиметилбензиламмония моногидрата.
В некоторых вариантах реализации галогенид
алкилдиметилбензиламмония содержит алкил со
средней длиной цепи от С10 до C18. Без ограничения,
примеры галогенидов имидазолиния включают
любую комбинацию одного или нескольких
соединений из метилсульфата метил-бис((таллового
амида)этил)-2-(таллового)-имидазолиния,
метилсульфата метил-бис((гидрированного
таллового амида)этил)-2-(гидрированного
таллового)-имидазолиния, и метилсульфата метил-
бис(таллового амида)этил)-2-(таллового)-
имидазолиния.
Катионное поверхностно-активное вещество
может включать любое желаемое количество
активного материала. В одном из вариантов
реализации катионное поверхностно-активное
вещество включает примерно от 30% масс,
примерно до 82% масс, активного материала.
В одном из вариантов реализации поверхностно-
активное вещество представляет собой амфотерное
поверхностно-активное вещество. Амфотерное
поверхностно-активное вещество может включать
любые амфотерные соединения, подходящие для
применения в качестве поверхностно-активного

4. 29774
4
вещества в добываемой эмульсии. В одном из
вариантов реализации амфотерные материалы
включают бетаины, алкиламинопропионовые
кислоты, N-ацилглицинаты или любую комбинацию
указанных соединений. В некоторых вариантах
реализации амфотерные материалы представляют
собой бетаины. Можно применять любой бетаин,
подходящий для применения в качестве
поверхностно-активного вещества в добытой
эмульсии. Без ограничения, примеры
подходящих бетаинов включают
каприл/капрамидопропилбетаин, кокобетаин,
кокамидопропилбетаин, октилбетаин,
каприламидопропилбетаин или любые комбинации
указанных соединений. В одном из вариантов
реализации бетаин представляет собой кокобетаин.
Можно применять любые подходящие N-
ацилглицинаты. В одном из вариантов реализации
N-ацилглицинат представляют собой талловый
дигидроксиэтилглицинат.
Другие варианты реализации включают
композицию, содержащую поверхностно-активное
вещество и растворитель. Растворитель может
представлять собой любой растворитель,
подходящий, например, для растворения или
суспендирования поверхностно-активного вещества.
В некоторых вариантах реализации растворитель
представляет собой воду, спирт, органический
растворитель или комбинацию указанных
растворителей. Спирт может включать любой спирт,
подходящий в качестве растворителя и для
применения в нефтедобыче. Без ограничения,
примеры подходящих спиртов включают
этиленгликоль, изопропиловый спирт, метанол,
бутанол или любую комбинацию указанных
соединений. Согласно одному из вариантов
реализации органический растворитель содержит
ароматические соединения, отдельно или в любой
комбинации с указанными выше растворителями. В
некоторых вариантах реализации органический
растворитель содержит спирт, простой эфир,
ароматическое соединение или любую комбинацию
указанных соединений. В одном из вариантов
реализации ароматические соединения имеют
молекулярную массу примерно от 70 примерно до
400, как вариант, примерно от 100 примерно до 200.
Без ограничения, примеры подходящих
ароматических соединений включают толуол,
ксилол, нафталин, этилбензол, триметилбензол и
тяжелую ароматическую нафту (HAN), другие
подходящие ароматические соединения и любые
комбинации вышеуказанных соединений. Следует
понимать, что количество поверхностно-активного
вещества в композиции по отношению к
растворителю в некоторых вариантах реализации
может варьироваться в зависимости от таких
факторов, как температура, время и тип
поверхностно-активного вещества. Например, без
ограничения, более высокое отношение катионного
поверхностно-активного вещества к растворителю
можно применять, если желательно более быстрое
время реакции. В одном из вариантов реализации
композиция содержит примерно от 100 ppm
примерно до 20000 ppm поверхностно-активного
вещества, как вариант, примерно от 100 ppm
примерно до 10000 ppm поверхностно-активного
вещества, как другой вариант, примерно от 200 ppm
примерно до 10000 ppm поверхностно-активного
вещества, и как еще один вариант, примерно от 200
ppm примерно до 500 ppm поверхностно-активного
вещества.
В некоторых вариантах реализации композицию
вводят в добытую эмульсию с полимерным
неионным поверхностно-активным веществом. Без
ограничения, примеры подходящих полимерных
неионных поверхностно-активных веществ
включают полисорбаты, жирные спирты, такие как
цетиловый спирт и олеиловый спирт, сополимеры
полиэтиленоксида, сополимеры
полипропиленоксида, алкилполигликозиды, такие
как децилмальтозид, алкилфенолполиэтиленоксид,
алкилполиэтиленоксид и химические соединения
типа этоксилированной пропоксилированной
алкилфенол-формальдегидной смолы, или любые
комбинации указанных соединений. Полимерное
неионное поверхностно-активное вещество обычно
растворено или суспендировано в растворителе.
Можно применять любой растворитель,
подходящий для растворения или суспендирования
полимерного неионного поверхностно-активного
вещества. Без ограничения, примеры подходящих
растворителей включают воду, простой эфир, спирт,
толуол, ксилол, HAN, другие подходящие
органические растворители или любую комбинацию
указанных растворителей. Спирт может содержать
любой спирт, подходящий для применения в
нефтедобыче и для растворения полимерного
неионного поверхностно-активного вещества. В
одном из вариантов реализации полимерное
неионное поверхностно-активное вещество
растворено или суспендировано в органическом
растворителе.
В одном из вариантов реализации композицию и
полимерное неионное поверхностно-активное
вещество вводят в добытую эмульсию в массовом
отношении композиции к полимерному неионному
поверхностно-активному веществу примерно от 9:1
примерно до 1:1, как вариант, примерно от 9:1
примерно до 1:2. В некоторых вариантах реализации
композицию и полимерное неионное поверхностно-
активное вещество вводят в добываемую эмульсию
одновременно (или в виде отдельных составов, или
как часть одного и того же состава) или
последовательно. Не ограничиваясь никакой
теорией, одновременное введение в добываемую
эмульсию композиции и полимерного неионного
поверхностно-активного вещества в общем случае
обеспечивает улучшенное качество разделенных
нефтяной и водной фаз. Например, одновременное
введение в добываемую эмульсию композиции,
содержащей катионное поверхностно-активное
вещество (т.е., галогенид алкилтриметиламмония) и
воду, с полимерным неионным поверхностно-
активным веществом, растворенным в органическом
растворителе, улучшает качество разделенных
нефтяной и водной фаз.

5. 29774
5
Вышесказанное может быть лучше понятно со
ссылками на следующие примеры, предназначенные
для иллюстративных целей и не предназначенные
ограничивать объем настоящего изобретения.
Пример 1
В указанном примере осуществляли разрушение
добытых эмульсий, содержащих сырую нефть.
Добытые эмульсии также содержали добытый
рассол. Все химические реактивы, кроме
деионизированной воды, взвешивали на весах
ACCULAB SV-100. Для получения рассола в
контейнер объемом 5 галлонов наливали воду и
помещали под управляемую мешалку HEIDOLPH
RZR 2051. Количества и виды добавок для каждого
полученного рассола показаны в Таблице 1 ниже.
Включали мешалку и добавляли соли, а после них
полимер. Получали отдельные частицы путем
подачи полимера медленным постукиванием (около
15 минут на 8 литров раствора) при интенсивном
перемешивании, и убеждались, что полимер не
образовал сгустков. Продолжали перемешивание в
течение часа. Добавляли заранее взвешенное
поверхностно-активное вещество PETROSTEP®
S-1
(натриевая соль сульфата пропоксилированного
разветвленного спирта), с последующим
добавлением заранее взвешенного поверхностно-
активного вещества PETROSTEP®
S-2 (натриевая
соль внутреннего сульфоната олефина) и спирта.
PETROSTEP®
представляет собой
зарегистрированную торговую марку Stepan
Chemical Company Corporation. Раствор
перемешивали в течение 30 минут для получения
готового рассола. PETROSTEP®
S-1 и S-2 были
получены от Stepan Chemical.
Для получения добытой эмульсии сырой нефти и
воды на рецептурную бутылку наносили отметки на
уровне 70 и 100 мл. Наливали рассол до отметки
70 мл. Хорошо перемешивали путем встряхивания
бутылку с сырой нефтью, а затем наливали 30 мл
сырой нефти в рецептурную бутылку до отметки
100 мл. Рецептурные бутылки с эмульсией
помещали во встряхиватели EBERBАСН на
высокой скорости на 10 минут.
Анионный полимер FLOPAAM®
3330, 30%
гидролизованный полиакрилатный полимер с
молекулярной массой 8 ММ, является
зарегистрированной торговой маркой S.N.F., S.A.
Corporation. Применяли изобутиловый спирт
чистотой 99,4%. Применяемый хлорид натрия имел
чистоту более 99,9%, а применяемый хлорид
кальция имел чистоту 99%. Дополнительные
подробности, касающиеся других применяемых
продуктов, показаны в Таблице 2.
Чистые катионные поверхностно-активные
вещества из ряда бромида алкилтриметиламмония
были получены от Alfa Aesar. Для приготовления
раствора применяли деионизированную воду.
Результаты и обсуждение
Большинство исследований разрушения
эмульсии проводили с использованием объемного
отношения добытого рассола рассола к сырой нефти
70/30. Некоторые исследования также проводили с
использованием объемного отношения добытого
рассола к сырой нефти 90/10. Рассол содержал
мицеллы поверхностно-активного вещества но, по-
видимому, не содержал никакой
жидкокристаллической фазы, на что указывало
отсутствие двойного лучепреломления.
Действие различных катионных и неионных
поверхностно-активных веществ
Введение чистого катионного поверхностно-
активного вещества, бромида
н-октилтриметиламмония (C8TAB) и катионного
соединения А изучали при различных уровнях
дозирования. Полное отделение водной фазы было
обнаружено при содержании C8TAB примерно
200 ppm Введение в рассол 200 ppm катионного
поверхностно-активного вещества бромида
н-октилтриметиламмония, по-видимому, не
приводило к какому-либо осаждению или
образованию других наблюдаемых твердых
веществ. Нагревание смеси 200 ppm катионного
поверхностно-активного вещества с рассолом до
40°С также не приводило к какому-либо осаждению
твердых веществ.
Действие чистых катионных поверхностно-
активных веществ бромида C8-триметиламмония,
C8TAB, и этоксилированной смолы В
Испытания в бутылках проводили с
использованием бромида C8-триметиламмония,
C8TAB, и этоксилированной смолы В,
этоксилированной смолы, в некоторой степени
сходной с этоксилированной смолой С, упомянутой
ниже, при уровнях дозировок 100, 200 и 300 ppm
Эмульсии готовили с использованием соотношений
рассол/сырая нефть 70/30 и 90/10.
Анализ основного осадка и воды в отделенной
сырой нефти, полученной после времени
установления равновесия 2 часа 45 минут, показал,
что C8TAB был эффективен в концентрации выше
200 ppm для обезвоживания нефти и удаления нефти
из воды. Было обнаружено, что в указанных
концентрациях C8TAB уменьшал содержание воды в
нефти до 0,8% об. Было обнаружено, что
этоксилированная смола В была эффективна в
концентрациях выше 100 ppm для обезвоживания
нефти, уменьшая содержание воды до 0,4% об.
после установления равновесия в течение 2 часов 45
минут.
Эффект выбранных амфотерных поверхностно-
активных веществ
Оценивали эффективность амфотерных
поверхностно-активных веществ для разрушения
эмульсии. Полученные результаты показали, что
кокобетаин, применяемый отдельно в дозировках 75
ppm и 100 ppm, показал значительное очищение
водной фазы после времени установления
равновесия 21 час, и, по-видимому, является более
эффективным, чем комбинация 50 ppm
этоксилированной смолы С и 50 ppm кокобетаина.
Кокоаминопропионовая кислота в концентрации 200
ppm также доказала свою эффективность для
очистки водной фазы. Испытывали и другие
амфотерные соединения, но кокобетаин и
кокоаминопропионовая кислота дали наилучшие
результаты.

6. 29774
6
Водная фаза системы с 50 ppm этоксилированной
смолы С и 50 ppm системы C8TAB выглядела
чистой через 21 час времени установления
равновесия, и, по-видимому, обеспечивала лучшее
удаление нефти из водной фазы, чем системы с
кокобетаином.
Применение чистого катионного поверхностно-
активного вещества C8TAB в концентрации 200 ppm
давало улучшенную водную фазу при визуальном
сравнении с кокоаминопропионовой кислотой и
кокобетаином. Однако сравнение с системами,
содержащими комбинации этоксилированной смолы
С и поверхностно-активных веществ, показало
улучшенное разрушение эмульсий при применении
указанных комбинаций.
Визуально наилучшие водные фазы были
обнаружены в следующем порядке: 50 ppm
этоксилированная смола С и 50 ppm C8TAB, 50 ppm
этоксилированная смола С и 100 ppm C8TAB, 50
ppm этоксилированная смола С и 100 ppm
кокобетаин, 200 ppm C8TAB, 50 ppm
этоксилированная смола С и 100 ppm катионное
соединение А, 200 ppm кокоаминопропионовая
кислота, и 200 ppm кокобетаин.
Выводы
Было обнаружено, что этоксилированная смола В
эффективна для уменьшения содержания воды в
нефтяной фазе до 0,4% об. в концентрациях
100 ppm, 200 ppm и 300 ppm после времени
уравновешивания 2 часа 45 минут, при этом водная
фаза содержала видимые значительные количества
нефти даже после нескольких часов установления
равновесия. Этоксилированная смола С, похожая
смола, также была эффективна для очистки водной
фазы при применении отдельно.
В концентрациях 200 ppm и 300 ppm катионное
поверхностно-активное вещество бромид
н-октилтриметиламмония, C8TAB, после времени
установления равновесия 2 часа 45 минут,
уменьшало содержание воды в нефтяной фазе до
0,8% об., при этом также уменьшая содержание
нефти в водной фазе до значительно более низких
уровней.
Таблица 1
Составы добываемого рассола для приготовления 100 г рассола
рассол
NaCl (граммы) 1,0
СаСl2·2Н2O (граммы) 0,1834
(Са++, ppm) 500
FLOPAAM®
3330S (граммы), 8 ММ MW HP AM 0,12
PETROSTEP®
S-l
(15,86% активного вещества; граммы *)
0,9458
PETROSTEP®
S-2
(22,49% активного вещества; граммы *)
0,2223
изобутиловый спирт (R-3041; граммы) 0,4
* масса полученных поверхностно-активных веществ
Таблица 2
Информация о продукте
Продукт Поставщик Тип реактива % активного
вещества
Молекулярная
масса
PETROSTEP®
S-1 Stepan
Chemical
N67-7PO сульфат, соль Na 15,86 760
PETROSTEP®
S-2 Stepan
Chemical
IOS, соль Na 22,49 370
nC8-триметил аммония
бромид (C8TAB)
Lancaster
Chemicals
катионное поверхностно-активное
вещество
97 252,24
Этоксилированная
смола С
Nalco этоксилированная смола 67 4400
Катионное соединение
А
Nalco катионный хлорид
алкилбензилдиметиламмония
82 349
Катионное соединение
D
Nalco катионное не четвертичное
полиаминное поверхностно-
активное вещество
67 1204 (Mw); 930
(Мn)
Этоксилированная
смола В
Nalco смола оксиалкилат 70 4600
Пример 2
В указанном примере осуществляли разрушение
добытых эмульсий, содержащих сырую нефть.
Добытые эмульсии предназначались для процесса
SP. Испытание в стандартном бутылочном тесте на
разрушение эмульсий проводили как описано в
Treating Oilfield Emulsions, страницы 36-41,
изданном Petroleum Extension Service, the University
of Texas at Austin, Texas (4th
Ed., 1990), полностью
включенном в настоящую заявку посредством

7. 29774
7
ссылки. Испытание проводили при комнатной
температуре и времени установления равновесия
240 минут. Особенности и результаты испытаний
показаны в Таблице 3. Процент осадка и процент
оставшейся воды в нефти в конце испытания
измеряли, отбирая пробу нефти объемом 15 мл над
поверхностью раздела фаз, затем центрифугируя в
течение 3 минут на высокой скорости. Поскольку
только центрифугирование могло не выделить
полностью эмульсию (особенно микроэмульсию) и
воду из образца, применяли % остатка, чтобы
убедиться, что вся эмульсия отделена от образца в
виде осадка и/или воды для точного измерения. %
остатка представлял собой суммарное количество
нефти и воды, измеренное в пробе нефти после того,
как предварительно центрифугированную пробу
обрабатывали специальным «отделяющим»
деэмульгатором, затем вновь смешивали, повторно
центрифугировали и снова измеряли содержание
осадка и воды.
Таблица 3
результаты бутылочных испытаний полученная в лаборатории эмульсия EOR на 100 мл эмульсии проб
рассола EOR с западно-техасской сырой нефтью: (70:30 об/об)
Показания пробоотборника после
240 минут
нефть-в
воде
Строка Nalco Product Химическое описание ppm % осадка % воды % остатка ррm
8 317-40Н кокобетаин 200 0,8 следы 0,76 218
12 317-40М таловый
дигидроксиэтил-
глицинат
200 0,8 следы 0,76 94
15 317-40Q олеилбетаин/лаурил-
бетаин
200 0,8 следы 0,6 114
16 катионное
соединение А
хлорид
алкилбензилдиметил
аммония
200 0,78 0,0 0,42 70
17 Этоксилирован-
ная смола В
смола оксиалкилат 200 0,8 следы 0,8 146
18 «пустой» без реактива 0 2,0 9,0 10,0 548
19 катионное
соединение D
катионное не
четвертичное
амониевое
поверхностно-
активное вещество
200 0,76 0,24 0,8 110
Задачей бутылочного испытания было
идентифицировать продукт, который давал нефть
товарного качества (например, с максимальным
суммарным содержанием осадка и воды 1%) и
чистую воду (например, 300 ppm остаточной нефти-
в-воде для предотвращения претензий по обратной
закачке, но желательным было самое низкое
возможное содержание нефти-в-воде). Если
суммарные величины осадка и воды были
одинаковыми при применении различных
деэмульгаторов, лучшим был продукт, который
давал более низкую величину осадка, поскольку
осадок в указанном испытании представлял собой
неразделенную эмульсию. Как показано в Таблице
3, выше, наиболее эффективные деэмульгаторы в
указанном испытании были показаны в строке 16,
катионное соединение А; в строке 17,
этоксилированная смола В; в строке 19, катионное
соединение D; в строке 15,
олеилбетаин/лаурилбетаины; в строке 12, талловый
дигидроксиэтилглицинат, и в строке 8, кокобетаин.
Указанные продукты показали очень низкие
значения % осадка и воды после центрифугирования
(также называемого сепарацией). Указанные
продукты также показали очень низкие значения %
остатка, что указывало на наилучшее качество
нефти. Из указанных продуктов катионное
соединение А показало наилучшее качество воды из
всех продуктов в указанном испытании, с
остаточным содержанием нефти в воде 70 ppm
Напротив, необработанный «пустой» образец
показал 2,0% осадка, 9,0% воды, 10% остатка, и 548
ppm остаточной нефти в воде. С позиции указанных
результатов бутылочного испытания, продукт в
строке 16 представлял собой продукт,
рекомендованный к испытаниям в конкретной
системе. В других системах специалист в данной
области техники может выбрать другой продукт
исходя из конкретных характеристик указанной
системы.
Все композиции и способы, описанные и
заявленные в настоящем документе, могут быть
изготовлены и выполнены без излишней
экспериментальной работы исходя из настоящего
описания. Хотя настоящее изобретение может быть
реализовано во многих различных формах, в
настоящем документе подробно описаны
конкретные предпочтительные варианты реализации
настоящего изобретения. В настоящем описании
сформулированы принципы настоящего
изобретения и описание не предназначено
ограничивать настоящее изобретение конкретными
вариантами реализации, приведенными в качестве
примеров.

8. 29774
8
Любые диапазоны, указанные в абсолютных
обозначениях или в относительных обозначениях,
предназначены включать оба варианта, а любые
определения, приведенные в настоящем описании,
предназначены для разъяснения, а не для
ограничения. Несмотря на то, что числовые
диапазоны и параметры, описывающие широкий
объем настоящего изобретения, являются
приблизительными, числовые значения,
приведенные в конкретных примерах, указаны
настолько точно, насколько это возможно. Любое
числовое значение, однако, содержит в себе
определенные ошибки, неизбежно возникающие в
результате стандартного отклонения при измерении
соответствующих значений в ходе испытания.
Кроме того, все диапазоны в настоящем описании
следует понимать как включающие любой и все
поддиапазоны (включая все дробные и целые
величины), составляющие указанные диапазоны.
Кроме того, настоящее изобретение включает
любые и все возможные комбинации некоторых или
всех из различных вариантов реализации,
описанных в настоящем документе. Любые и все
патенты, заявки на патенты, научные статьи и
другие ссылочные материалы, упомянутые в
настоящей заявке, а также любые ссылочные
материалы, упомянутые в настоящей заявке и в
родовых или продолжающих патентах или заявках
на патенты, полностью включены в настоящую
заявку посредством ссылок. Следует также
понимать, что различные изменения и модификации
предпочтительных сегодня вариантов реализации,
описанных в настоящем документе, будут понятны
специалисту в данной области техники. Такие
изменения и модификации можно сделать не
отклоняясь от объема и сущности настоящего
изобретения, и не уменьшая его намеченных
преимуществ. Поэтому предполагается, что такие
изменения и модификации входят в объем
приложенной формулы изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Композиция для разрушения эмульсии,
содержащей воду и нефть, причем указанная
композиция содержит: катионное поверхностно-
активное вещество галогенид алкиламмония,
амфотерное бетаиновое поверхностно-активное
вещество; где катионное поверхностно-активное
вещество галогенид алкиламмония не содержит
хлора.
2. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что
катионное поверхностно-активное вещество
галогенид алкиламмония включает бромид
n-октилтриметиламмония.
3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что
амфотерное бетаиновое поверхностно-активное
вещество содержит алкиламинопропионовую
кислоту.
4. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что
амфотерное бетаиновое поверхностно-активное
вещество включает алкиламинопропионовую
кислоту и катионное поверхностно-активное
вещество галогенид алкиламмония, содержащее
бромид n-октилтриметиламмония.
5. Композиция по п.1, дополнительно
включающая органический растворитель, воду или
любую комбинацию указанных растворителей.
6. Композиция по п.9, отличающаяся тем, что
органический растворитель включает спирт,
простой эфир, ароматическое соединение или
любую комбинацию указанных соединений.
7. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что
указанная композиция содержит от 100 ррm до
20000 ррm поверхностно-активного вещества.
8. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что
эмульсия представляет собой добытую эмульсию,
полученную при вторичной нефтедобыче путем
нагнетания для повышенной нефтеотдачи воды с
поверхностно-активным веществом и полимером.
9. Способ разрушения эмульсии, содержащей
нефть и воду, причем указанный способ включает:
введение в эмульсию смеси катионного
поверхностно-активного вещества галогенида
алкиламмония и амфотерного бетаинового
поверхностно-активного вещества; где галогенид
катионного поверхностно-активного вещества
галогенид алкиламмония не содержит хлора.
10. Способ по п.13, отличающийся тем, что
катионное поверхностно-активное вещество
галогенид алкиламмония включает бромид
n-октилтриметиламмония.
11. Способ по п.13, отличающийся тем, что
амфотерное бетаиновое поверхностно-активное
вещество содержит алкиламинопропионовую
кислоту.
12. Способ по п.13, дополнительно включающий
введение в эмульсию полимерного неионного
поверхностно-активного вещества.
13. Способ по п.18, отличающийся тем, что при
введении в эмульсию отношение смеси катионного
поверхностно-активного вещества галогенида
алкиламмония и амфотерного бетаинового
поверхностно-активного вещества к полимерному
неионному поверхностно-активному веществу
составляет в массовом соотношении от 9:1 до 1:2.
14. Способ по п.19, отличающийся тем, что
полимерное неионное поверхностно-активное
вещество и композицию вводят в эмульсию
одновременно.
15. Способ по п.13, отличающийся тем, что
эмульсия представляет собой добытую эмульсию,
полученную при вторичной нефтедобыче путем
нагнетания для повышения нефтеотдачи воды с
поверхностно-активным веществом и полимером.
Верстка Ж. Жомартбек
Корректор К. Сакалова