Международный
научный журнал

Интенсификация процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий с использованием полифункциональных ПАВ


The destruction process intensification of stable water-oil emulsions using polyfunctional surface active agents

Цитировать:
Эшметов Р.Ж. Интенсификация процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий с использованием полифункциональных ПАВ // Universum: Химия и биология : электрон. научн. журн. 2018. № 2(44). URL: http://7universum.com/ru/nature/archive/item/5504 (дата обращения: 24.04.2019).
 
Прочитать статью:


АННОТАЦИЯ

В настоящее время в процессах добычи и переработки нефти из-за присутствия значительного количества воды и поверхностно-активных веществ образуются устойчивые водонефтяные эмульсии, которые осложняют их разделение.

На практике при переработке высоковязких смолинистопарафиновых нефтей используют газовый конденсат, который существенно снижает плотность нефти и тем самым осложняет расслаивание устойчивых водонефтяных эмульсий.

Учитывая это, автором изучены изменения разности плотностей (∆р) воды и нефти в зависимости от доли введенного газоконденсата.

Установлено, что при добавлении 10% газового конденсата перерабатываемая водонефтяная эмульсия из легкорасслаиваемой переходит в расслаиваемую, а при добавлении 20% газового конденсата – из расслаиваемой – в труднорасслаиваемую эмульсию. Это еще больше осложняет удаление влаги из водонефтегазоконденсатной эмульсии в ЭЛОУ.

Поэтому возникает необходимость индивидуального подбора деэмульгаторов в конкретной стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии.

Следовательно, подбор деэмульгатора или его композиции для каждой стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии (в месторождении УПН и ЭЛОУ) требует проведения ряда экспериментальных исследований с целью определения наиболее эффективного из них.

Автором на основе вторичных продуктов и отходов масложировой промышленности были получены 3 активных деэмульгатора с полифункциональными свойствами: ПД-1, ПД-2 и ПД-3, которые были использованы на различных стадиях обезвоживания и обессоливания водонефтяных и водонефтегазоконденсатных эмульсий.

Установлено, что для первой стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии наиболее эффективным оказался ПД-3, для второй и третьей – ПД-2, а менее активным оказался ПД-1, который не дал ожидаемых результатов при обезвоживании и обессоливании водонефтяной эмульсии.

ABSTRACT

Nowadays in the processes of oil production and processing, due to the presence of a significant amount of water and surface active agents, stable water-oil emulsions are formed which complicate their separation.

In practice, when processing high-viscosity tar-paraffinic oils, gas condensate is used which significantly reduces the density of oil and thus complicates the separation of stable water-oil emulsions.

Taking this fact into account, we have studied changes of the difference in density (Δp) of water and oil depending on the fraction of the introduced gas condensate.

It is established that when 10% of the gas condensate is added, the processed water-oil emulsion is easily separated from the gas oil to the dispensed, and when 20% of the gas condensate is added - from the emulsion to the hard-dispersible emulsion. It complicates the removal of moisture from the water-and-gas-condensate emulsion in the crude desalter unit. Therefore, there is a necessity for an individual selection of demulsifiers in a specific stage of dehydration and demineralization of the water-oil emulsion. Consequently, the selection of a demulsifier or its composition for each stage of dehydration and desalting of the water-oil emulsion (in the field of the oil treatment plant and the crude desalter unit) requires a number of experimental studies to determine the most effective of them. On the basis of secondary products and wastes from the fat and oil industry, we have obtained three active demulsifiers with polyfunctional properties: PD-1, PD-2 and PD-3, which are used at various stages of dehydration and desalting of water-oil and water-oil-gas-condensate emulsions.

It has been established that for the first stage of dehydration and demineralization of the water-oil emulsion, PD-3 is proved to be the most effective, PD-2 for the second and for the third ones, and PD-1 is proved to be less active which does not give the expected results in the dehydration and desalting of the water-oil emulsion.

 

Ключевые слова:деэмульгатор, ЭЛОУ, УПН, эмульсия, глобула, газоконденсат, нефть, обезвоживание, обессоливание.

Keywords:demulsifier; crude desalter unit; oil treatment plant; emulsion; globule; gas condensate; oil; evaporation; desalting.

 

Введение

В настоящее время в процессах добычи и переработки нефти из-за присутствия значительного количества воды и поверхностно-активных веществ образуются устойчивые водонефтяные эмульсии, которые осложняют их разделение.

Известно, что время разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий (в зависимости от вида используемого деэмульгатора) составляет от доли минут до нескольких часов. При этом длительность разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий обусловливается составом и содержанием бронирующих оболочки водяных капель веществ [3]. Целью данной работы является интенсификация процессов обезвоживания и обессоливания ВНЭ с использованием новых композиций, полученных на основе отходов масложирового производства, а также ультразвукового воздействия.

Объекты и методы исследований

Объектом исследованияявляются устойчивые водонефтяные эмульсии и нефти УПН «Мингбулак» и других, а также ПАВ марок ПД-1, ПД-2 и ПД-3. В статье обезвоживание и обессоливание определяли методами [1].

Полученные научные результаты и их обсуждение

Следовательно, чем сложнее состав водонефтяной эмульсии, тем труднее его разрушение даже при использовании эффективного деэмульгатора с высоким избытком. Интенсивность процесса разрушения водонефтяных эмульсий лимитируется разностью плотностей (∆р) воды и нефти. Если ∆р=0,2÷0,25 г/см3, то данные эмульсии считаются труднорасслаиваемыми, если ∆р=0,2÷0,3 г/см3, то расслаиваемыми и если ∆р=0,3÷0,35 г/см3, то легкорасслаиваемыми [4].

На практике при переработке высоковязких смолинистопарафиновых нефтей используют газовый конденсат, который существенно снижает плотность нефти и тем самым осложняет расслаивание устойчивых водонефтяных эмульсий.

Учитывая это, автором изучены изменения разности плотностей (∆р) воды и нефти в зависимости от доли введенного газоконденсата.

На рис. 1 представлено изменение разности плотностей (∆р) воды и нефти в зависимости от количества добавляемого газового конденсата.

 

Рисунок 1. Изменение разности плотностей (∆ρ) воды и нефти в зависимости от количества добавляемого газового конденсата

 

Из рис. 1 видно, что при добавлении 10% газового конденсата перерабатываемая водонефтяная эмульсия из легкорасслаиваемой переходит в расслаиваемую, а при добавлении 20% газового конденсата – из расслаиваемой в труднорасслаиваемую эмульсию. Это еще больше осложняет удаление влаги из водонефтегазоконденсатной эмульсии в ЭЛОУ [2].

Поэтому возникает необходимость индивидуального подбора деэмульгаторов в конкретной стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии.

Следует заметить, что при высоком содержании воды (более 30% от общей массы) в водонефтяной эмульсии глобулы (капли) воды могут легко коагулироваться и разделяться с нефтью даже в присутствии менее активного деэмульгатора, т. е. чем меньше капель (глобул) воды в водонефтяной эмульсии, тем сложнее удалять ее из последнего.

Автором изучено изменение времени разрушения водонефтяных эмульсий в зависимости от содержания в них воды (кривые 1-3) и газового конденсата.

Результаты исследования проиллюстрированы на рис. 2.

Из рис. 2 видно, что с увеличением содержания газового конденсата в водонефтяной эмульсии до 20-25% время ее разрушения повышается от 2 до 12-14 мин. (в зависимости от содержания в эмульсии воды (кривые 1-3)).

 

Рисунок 2. Изменения времени разрушения водонефтяных эмульсий в зависимости от содержания в них воды (кривые 1-3) и газового конденсата

 

Причем чем больше воды (30%) в водонефтегазоконденсатной эмульсии (кривая 3), тем больше времени затрачивается на ее разрушение, и наоборот, чем меньше (10%) воды в эмульсии, тем меньше времени затрачивается на ее разрушение (менее 5 минут). Следовательно, подбор деэмульгатора или его композиции для каждой стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии (в месторождении УПН и ЭЛОУ) требует проведения ряда экспериментальных исследований с целью определения наиболее эффективного из них. Автором на основе вторичных продуктов и отходов масложировой промышленности были получены 3 активных деэмульгатора с полифункциональными свойствами: ПД-1, ПД-2 и ПД-3, которые были использованы на различных стадиях обезвоживания и обессоливания водонефтяных и водонефтегазоконденсатных эмульсий.

На рис. 3 показаны диаграммы изменения содержания воды до и после введения ПД-1, ПД-2 и ПД-3.

В диаграмме 1 показаны изменения содержания воды в водонефтяной эмульсии до и после введения ПД-1, ПД-2 и ПД-3 в количестве 0,5% от массы последнего.

 

Рисунок 3. Диаграммы изменений содержания воды после I, II и III стадий разделения водонефтяной эмульсии с добавкой ПД-1, ПД-2 и ПД-3 и без них

 

Из рис. 3 видно, что для первой стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии наиболее эффективным оказался ПД-3, для второй и третьей – ПД-2, а менее активным оказался ПД-1, который не дал ожидаемых результатов при обезвоживании и обессоливании водонефтяной эмульсии.

Следовательно, проведенные опыты показывают, что для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий необходимо в каждой стадии разделения воды подбирать эффективный деэмульгатор, способный разрушать глобулы воды и коагулировать их в более крупные капли, оседающие на дне отстойника. Подбор деэмульгатора осуществляется с учетом состава и свойств бронирующих глобул оболочек, которые обуславливают устойчивость водонефтяной эмульсии.

Температура является одним из важных параметров применения деэмульгаторов, т. к. с ее изменением происходит повышение поверхностного натяжения в глобулах, т. е. в бронирующих оболочках [5].

Для оценки влияния данного параметра на эффективность процессов обезвоживания и обессоливания автором проведены серии опытов с подогревом водонефтяной эмульсии до 50 оС.

Результаты анализов представлены на рис. 4.

 

Рисунок 4. Диаграммы изменений содержания воды после I, II и III стадий разделения водонефтяной эмульсии после ее нагрева до 50 оС и с добавкой разработанных деэмульгаторов

 

Из рис. 4 видно, что предварительный нагрев водонефтяной эмульсии до 50 оС как с добавками ПД-1, ПД-2 и ПД-3, так и без них мало отражается на эффективности разделения воды на I, II и III стадиях. Повышение температуры эмульсии выше 50 оС практически неоправданно дополнительными значительными расходами тепла.

Поэтому для интенсификации процесса разру­шения устойчивых водонефтяных и водонефтегазо­конденсатных эмульсий целесообразно использовать деэмульгаторы ПД-2 и ПД-3 на соответствующих стадиях разделения воды при температуре окружающей среды.

Вывод Таким образом, резюмируя результаты проведенных исследований, автор может сделать выводы о том, что для интенсификации процессов обезвоживания и обессоливания устойчивых водонефтяных эмульсий необходимо для каждой отдельной стадии разделения (в месторождении, УПН и ЭЛОУ) воды подбирать эффективный деэмуль­гатор, который способен разрушать бронирующие оболочки глобулы и коагулировать выделенные капли воды в более крупные, быстрее оседающие на дне разделителя. Установлено, что на второй и особенно на третьей стадии разделения воды в водонефтяной эмульсии сохраняются относи­тельно мелкие глобулы, которые труднее поддаются разрушению из-за более высокой устойчивости их бронирующих оболочек. Добав­ление газового конденсата (до 30% от массы эмульсии) в состав водонефтяной эмульсии способствует повышению содержания воды в последнем, что еще более затрудняет удаление мельчайших капель воды из эмульсии в ЭЛОУ.

 

Список литературы:
1. Абдурахимов С.А. Интенсификация процесса разделения высокостойких водонефтяных эмульсий местных нефтей // Узбекский химический журнал. – Ташкент, 2005. – № 3. – С. 14-17.
2. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти. – Баку: Издательство, 1998. – 125 с.
3. Особенности образования и разрушения устойчивых водонефтегазоконденсатных эмульсий / Эшметов Р.Ж и др. // Химическая технология, контроль и управление. – Ташкент, 2017. – № 3. – С. 32-37.
4. Смирнов Ю.С., Милошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подго-товки // Нефтяное хозяйство. – 1989. – № 8. – С. 46-50.
5. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. – М.: Химия, 1979. – 424 с.

 

Информация об авторах:

Эшметов Расулбек Жумязович Rasulbek Eshmetov

младший научный сотрудник Института общей и неорганической химии АН РУз, 100170, Республика Узбекистан, г. Ташкент, М. Улугбекский район, улица М. Улугбека, 77-а

Junior Research Scientist, Institute of General and Inorganic Chemistry of the Academy of Sciences of the Republic of Uzbekistan, 100170,the Republic of Uzbekistan, Tashkent, M. Ulugbeka Street, 77-а


Читателям

Информация о журнале

Выходит с 2013 года

ISSN: 2311-5459

Св-во о регистрации СМИ: 

ЭЛ №ФС77-55878 от 17.06.2013

ПИ №ФС77-66239 от 01.07.2016

Скачать информационное письмо

Включен в перечень ВАК Республики Узбекистан

Размещается в:

doi:

The agreement with the Russian SCI:

cyberleninka

google scholar

Ulrich's Periodicals Directory

socionet

Base

ROAR

OpenAirediscovery

CiteFactor

 

Поделиться

Лицензия Creative CommonsЯндекс.Метрика© Научные журналы Universum, 2013-2019
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Непортированная.