ЭФФЕКТИВНОСТЬ  РАЗДЕЛЕНИЯ  ВОДОНЕФТЯНОЙ  ЭМУЛЬСИИ  ПОСДЕДСТВОМ  РОССИЙСКИЙХ  ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ

Ермулин  Артем  Анатольевич

студент  4  курса,  кафедра  нефтехимических  и  углехимических  производст  СПбГТИ(ТУ), 
РФ,  г.  Санкт-Петербург

E-mail:  ermulin@ya.ru

Сыроежко  Александр  Михайлович

научный  руководитель,  д-р  хим.  наук,  профессор  СПбГТИ(ТУ), 
РФ,  г.  Санкт-Петербург

Проблема  содержание  в  добываемой  нефти  воды  появилась  с  начала  разработки  месторождений.  В  начальной  стадии  разработки  добывается  практически  безводная  нефть,  но  затем  количество  воды  в  добываемой  нефти  увеличивается,  вследствие  активного  перемешивания  воды,  которая  закачивается  в  пласт  для  поддержания  давления,  и  нефти  в  пласте  и  в  забое  скважины.

Водонефтяная  эмульсия  образуется  при  движении  нефти  и  воды  по  стволу  скважины,  нефтесборным  трубопроводам.  Происходит  их  взаимное  перемешивание,  или  дробление  (диспергирование)  одной  жидкости  в  другой.  Вследствие  этого  образуется  водонефтяная  эмульсия  с  определенным  процентным  содержанием  воды  в  ней,  что  и  определяет  качество  нефти,  от  которой  зависит  срок  службы  трубопровода,  качество  полученных  нефтепродуктов  и  как  следствие  её  стоимость.  Но,  сырьё,  которое  поступает  на  установки  промысловой  подготовки  нефти,  имеет  разный  физико-химический  состав,  который  может  изменяться  во  времени.

В  данной  работе  рассмотрен  метод  разделения  водонефтяной  эмульсии,  путём  добавления  деэмульгаторов  –  поверхностно-активных  веществ,  который  способствуют  разрушению  этой  эмульсии.

При  введении  в  эмульсию  деэмульгаторы  адсорбируются  на  поверхностном  слое  частиц  дисперсной  фазы  (водяных  глобул),  разрушая  при  этом  защитный  слой  природных  стабилизаторов  (эмульгаторов)  нефтяных  эмульсий  (асфальтены,  парафины,  смолы  и  др.).  Образовавшийся  вокруг  глобул  новый  слой  (из  молекул  деэмульгатора)  практически  не  обладает  механической  прочностью.  Благодаря  этому  при  столкновении  глобул  воды  облегчается  их  слияние  и,  следовательно,  разрушение  эмульсии.

Определения  деэмульгирующих  свойств  определяем  методом  «бутылочной  пробы».

В  исследуемых  нефтяных  эмульсиях  определяем  содержание  воды,  т.  е.  исходную  обводненность  нефти,  по  методу  Дина-Старка  по  ГОСТ  2477–65. 

В  цилиндры  объемом  100  мл  помещаем  по  100  мл  эмульсии,  затем  шприцом  дозируем  рассчитанное  количество  деэмульгатора  (0,0083  г),  соответствующий  расходу  100  г/т,  и  ставим  перемешиваться  на  электровстряхиватель  в  течение  10  минут.  Дозировка  деэмульгатора  производилась  на  основе  исходной  обводнённости  эмульсии,  но  без  учёта  плотности  нефти  и  деэмульгатора.  Чтобы  определить  устойчиваость  водонейтяной  эмульсии,  проводим  холостой  опыт,  то  есть  эмульсия  без  добавления  деэмульгатора  Для  более  точного  сравнения  при  холостом  опыте  эмульсию  также  встряхиваем  в  течение  10  минут,  а  затем  цилиндры  помещаем  в  термостат,  нагретый  до  заданной  температуры.  По  количеству  отделившейся  воды  в  холостом  опыте  делаем  заключение  об  устойчивости  используемой  эмульсии.

Степень  разрушения  эмульсии  контролируем  визуально  по  количеству  выделившейся  воды,  показания  снимаем  через  10,  20,  30,  60,  90,  120,  180,  210,  270  и  300  минут  от  начала  опыта.

Остаточное  содержание  воды  в  обезвоженной  нефти  определялось  расчетным  методом.

Полученные  результаты  обрабатывались.  Обработка  результатов  включала  расчёт  степени  обезвоживания  нефтяной  эмульсии  по  времени  на  основе  данных  объёма  выделившейся  воды  по  времени  и  исходного  содержания  воды,  по  формуле:

где:  ɣ  –  степень  обезвоживания,  %;

V  –  объём  выделившейся  воды,  мл;

V₀  –  исходная  обводнённость,  мл.

В  качестве  нефтяной  эмульсии  использовалась  нефть  со  скважины  471,  Луговое  месторождение,  с  содержание  воды  –  48  %  об.

Выбор  этой  нефти  для  исследования  деэмульгирующей  эффективности  композиций  обусловлен  тем,  что  она  обладает  как  парафиновым,  так  и  асфальто-смолистым  типом  стабилизаторов  и  достаточно  трудно  поддаётся  разрушению  при  температуре  20  °С  с  помощью  традиционно  используемых  нефтяной  промышленностью  импортных  и  отечественных  деэмульгаторов.  Удельные  расходы  этих  реагентов  при  обезвоживании  какой-либо  из  этих  эмульсии  до  остаточного  содержания  воды  в  нефти  0,5  %  при  20  °С  составляют  100–150  г/т  и  выше.

В  качестве  деэмульгаторов  и  поверхностно-активных  веществ  использовались:

·     Деэмульгатор  олигоуретанового  типа  с  условной  маркировкой  ОУ-1,  производимое  в  ЗАО  «Среднетоннажная  Химия»  (г.  Нижнекамск).

·     Ионогенное  поверхностно  активное  вещество,  взаиморастворяемое  с  неионогенными  ПАВ  и  содержащее  в  своей  структуре  четвертичный  атом  азота  —  олеиламидопропилдиметиламинооксид  (ОАПДАО),  производимое  в  НИИ  «ПАВ».  (г.  Волгодонск).

·     Ионогенное  поверхностно  активное  вещество,  взаиморастворяемое  с  неионогенными  ПАВ  и  содержащее  в  своей  структуре  четвертичный  атом  азота  —  олеиламидопропилтриметиламоний  хлорид  (ОАПТАХ),  производимое  в  НИИ  «ПАВ».  (г.  Волгодонск).

·     Деэмульгатор  Crodax  DE-220  (Хорватия),  который  представляет  собой  смесь  этоксилированных  смол  и  полимерных  алкоксилатов  в  ароматическом  растворителе,  метаноле  и  изопропаноле.

Рисунок  1.  Степень  обезвоживания  нефти  с  деэмульгаторами  ОУ-1,  ОУ-1+ОАПТАХ  (3–8  %),  Crodax  DE-220

Рисунок  2.  Степень  обезвоживания  нефти  в  %  с  деэмульгаторами  ОУ-1,  ОУ-1+ОАПДАО  (3–8  %),  Crodax  DE-220

На  основе  проведенного  исследования,  выявлено,  что  смесь  деэмульгатора  олигоуретанового  типа  (96  %)  с  ионогенным  ПАВ  ОАПТАХ  (4  %),  и  смесь  деэмульгатора  олигоуретанового  типа  (93  %)  с  ионогенным  ПАВ  ОАПТАХ  (7  %)  проявляют  лучшие  деэмульгирующие  свойства  по  сравнению  с  образцом  Crodax  DE-220,  что  говорит  о  преимуществе  российских  деэмульгаторов  по  сравнению  с  представленным  зарубежным.

Список  литературы:

1. Левченко  Д.Н.  Эмульсии  нефти  с  водой  и  методы  их  разрушения  /  Д.Н.  Левченко//  Химия.  –  1967.  –  С.  200–202.
2. Мингазов  Р.Р.  Композиционные  составы  для  разрушения  водонефтяных  эмульсий  на  основе  неионогенных  и  ионогенных  поверхностно-активных  веществ:  Автореф.  дис.  на  соиск.  канд.  техн.  наук.  –  Казань,  2012.
3. Ребиндер  П.А.  Поверхностные  явления  в  дисперсных  системах  /  П.А.  Ребиндер.  –  М.:  Наука,  1978.  –  117  с.