Интенсификация процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий с использованием полифункциональных ПАВ

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 исследования являются 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.