CC BY
127
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ РАЗРУШЕНИЕ
МЕСТНЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
Сатторов Мирвохид Олимович
старший преподаватель, Бухарский инженерно-технологический институт,
РУз, г.Бухара E-mail: mirvohid_84@mail. ru
Ямалетдинова Айгуль Ахмадовна
преподаватель, Бухарский инженерно-технологический институт,
РУз, г.Бухара E-mail: yamaletdinovaaygul86@mail. ru
Бакиева Шахноза Комиловна
преподаватель, Бухарский инженерно-технологический институт,
РУз, г.Бухара E-mail: bokiyevashk86@mail.ru
ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF DEMULSIFIERS USED IN THE DESTRUCTION
OF LOCAL WATER-OIL EMULSIONS
Mirvohid O. Sattorov
senior teacher, Bukhara engineering-technological institute,
RUz, Bukhara
Aygul A. Yamaletdinova
teacher, Bukhara engineering-technological institute,
RUz, Bukhara
Shaxnoza K. Bokiyeva
teacher, Bukhara engineering-technological institute,
RUz, Bukhara
АННОТАЦИЯ
В этой статье были изучены деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий наших местных месторождений, сравнивая их эффективность. При этом было проанализировано влияние деэмульгатора и количество воды, выделенной из нефти, с использованием методов осаждения и центрифуги. Также было изучено положительное влияние повышения температуры на эффективность деэмульгатора, сравниваются оптимальные значения для деэмульгаторов, применяемых сегодня.
ABSTRACT
In this article, demulsifiers used to break down the oil emulsions of our local fields were studied, comparing their effectiveness. The effect of the demulsifier and the amount of water extracted from the oil were analyzed using deposition and centrifuge methods. The positive effect of temperature increase on the efficiency of the demulsifier was also studied, the optimal values for demulsifiers used today are compared.
Ключевые слова: эмульсия нефти, эмульгатор, поверхностно-активное вещество, углеводород, деэмульга-тор, ингибитор, дисперсия, осадок, соль, реагент.
Keywords: oil emulsion, emulsifier, surfactant, hydrocarbon, demulsifier, inhibitor, dispersion, precipitate, salt, reagent.
Известно, что деэмульгаторы входят в число реагентов, применяемых для приведения нефти в товарное состояние, в основном импортирующихся из-за границы. Это, в свою очередь, увеличивает расходы на подготовку нефти. До сих пор актуальными оста-
ются вопросы по определению и применению эффективного деэмульгатора, а также по определению его альтернативы или сокращению его расхода. Ряд ученых нашей республики совместно с производственными предприятиями проводят в этом направлении ряд работ.
Библиографическое описание: Сатторов М.О., Ямалетдинова А.А., Бакиева Ш.К. Анализ эффективности де-эмульгаторов, применяемых при разрушение местных водонефтяных эмульсий // Universum: Технические науки : электрон. научн. журн. 2020. № 4(73). URL: http://7universum. com/ru/tech/archive/item/92 71
В установке подготовки нефти (УПН) Кокдума-лакского месторождения при Мубарекском нефтегазодобывающем управлении поступают продукты из 6 сборных пунктов по подземным стальным трубам различного диаметра. Нефть через эти трубы поступает в блок УПН.
Технологическая схема блока встроена в основной блок, который подключен к внутренней трубе с устройством дозирования ингибитора соли Д-1 и устройствам, дозирующим деэмульгатор Д-2.
В качестве несоленого ингибитора используется ингибитор "СНПХ-53128". В качестве деэмульгатора в настоящее время используется деэмульгатор К-1, приобретенный из Китая.
Сырье, поступающее из сборной сети, поступает в входную сеть через входные трубы и смешивается с дозируемыми ингибиторами и деэмульгаторами в блок входной сети и отправляется на две линии, применяемые в технологической системе, и на сепараторы по 2 в каждой линии. Два сепаратора, расположенные в одной линии, соединены последовательно, и газифицированная и частично обезвоженная нефть, выходящая из второго сепаратора, переходит в сепаратор С-14, расположенный на последнем этапе 14 м высоте, а затем через трубы передается в технологические резервуары резервуарного парка.
Нефть, добываемая из скважин, образует эмульсию "вода в нефти" при совместном движении с пластовыми водами через сборные коллекторы и сепараторы. Средний уровень обводненности продукта,
поступающего из скважин месторождения, составляет около 35% [1, с.188].
Описание деэмульгатора и ингибитора, вводимого в УПН в условиях месторождения, приведено ниже в таблицах 1 и 2.
Расход деэмульгатора Диссольван 3349 составляет 38-42 г/т, расход деэмульгатора К-1-42-45 г/т, расход ингибитора SP2882-38 г/т.
При подготовке нефти в условиях месторождения используется несколько видов Диссольванов. Все они являются высокомолекулярными поверхностно-активными веществами, молекулярная масса которых составляет 2500-3500 г/моль, полиэти-ленгликоля. Они хорошо растворимы в воде, но не подвержены воздействию солей.
Количество воды в составе сырья Кокдумалак-ского месторождения соответственно количеству солей, содержащихся в ней, из года в год увеличивается. Поэтому в настоящее время вышеупомянутая норма Диссольвана и более не могут обеспечить достаточную эффективность разделения водонефтяной эмульсии.
В последние годы применяются методы для приведения в среду деэмульгатора К-1. Этот вид де-эмульгатора поглощает в нефти вместе с разделением водной эмульсии и соляные соединения, содержащиеся в воде, с выделением водной эмуль-сии[2, с.27].
Таблица 1.
Характеристика деэмульгатора
№ Наименование Единица измерения Норма Показатели
Диссольван 3349 г/т 38....42
-внешний вид
1 -плотность, при 20°С г/см3 0,944
-вязкость мПа*с 62 Бесцветная жидкость
-температура застывания °С -58
-температура горения °С 11
Таблица 2.
Храктеристика ингибитора SP 2882
№ Наименование Единица измерения Норма Показатели
8Р 2882 г/т 38
- внешний вид
-цвет
-запах °С 19 Янтарный,
1 -плавление Коричневый,
- температура застывания г/см3 1,15... 1,22 Растворим в воде,
-плотность, при 20°С с характерным запахом
- вязкость мПа*с 10
-среда рН 1,4.2,10
В летний период, при повышении температуры воздуха +30 °С деэмульгатор К-1 вводится в количетве 42-45 г/т через дозирующие устройства. Зимой ее расход достигает 180 г/т, т.к. при охлаждении воздуха эта норма недостаточна для разделеня эмульсии. При этом важно снизить его
расход и повысить эффективность воздействия на среду применения.
Анализ условий производства показывает, что выделяемая нефтяная эмульсия представляет собой водяную эмульсию в нефти, а вводимый
деэмульгатор дозируется в чистом виде без какого-либо раствора.
Для повышения эффективности деэмульгатора при очистке нефти его необходимо вводить в виде нефтяных растворов. Потому что деэмульгатор в нефти образует смесь, активизируя ее для следующей среды, и воздействие на эмульсию ускоряется.
Ввод деэмульгаторов в технологические резервуары резервуарного парка УПН не налажено. Выходящая нефть из сепаратора С-104 направляется непосредственно в технологические резервуары. Для разделения эмульсии в технологических резервуарах недостаточно димульгаторов, подаваемых из блока входной сети.
Необходимо дополнительно ввести
деэмульгаторы в подземные трубопроводы, выходящие из сепаратора С-104 и находяшиеся до технологических резервуаров резервуарного парка в целях повышения эффективности подготовки нефти, усиления влияния деэмульгаторов и повышения эффективности внутритрубной деэмульсации.
Введение небольшого количества деэмуль-гаторов между сепаратором и технологическим резервуаром, повышается эффективность разрушения ранее добавленных деэмульгаторов, что предотвращает образование устойчивых эмульсий и отделяет получаемый продукт от водного слоя, не превышающего требуемого содержания в товарной нефти. Расход деэмульгатора в этом случае составляет одну треть от суммы первого ввода, то есть 14-15 г/т. Применение этого мероприятия полностью обеспечит качество разрушения эмульсии в любое время года.
При эксплуатации нефтяного месторождения начался период интенсивного поступления в УПН пластовых вод вместе с нефтью. В этом случае образуется нефтяная эмульсия, которая обычно нерастворима и находится в мелкодисперсном состоянии, состоящая из механической нефтяной смеси и минерализованных пластовых вод.
Возникновение и прочность нефтяной эмульсии в основном определяются скоростью движения нефте-водяной смеси, соотношением фаз, физико -химическими свойствами этих фаз и температурным режимом.
Для разрушение нефтяной эмульсии типа "вода в нефти" в УПН применяется ПАВ - деэмульгатор. Он подается через блок дозирования в нестабильный нефтяной поток блок входяшей сети[3, с.31].
Основная задача деэмульгаторов - вытеснять эмульгаторы-стабилизаторы, которые находятся в верхнем слое капель воды, в нефти (асфальтены, нафтены, парафины и механические примеси) и в воде (соли, кислоты и другие виды жидкостей).
После того, как из верхнего слоя капель воды вытесняются естественные эмульгирующие вещества, образующие верхний слой эмульсий, деэмульгатор образует гидрофильный
адсорбционный слой. В результате соединяются при столкновении капель воды, образуются крупные капли и оседает.
Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он уменьшает прочность и ускоряет разрушения эмульсии.
В процессе подготовки нефти главную роль играют химические реагенты. В зависимости от типа эмульсий в процессе подготовки нефти любых месторождений для разрушения нефтяных эмульсий используют только деэмульгаторы.
Процесс разрушения эмульсий, образующихся при добыче нефти, выполняется при следующих этапах(рис. 1):
Шаг 1: взаимное столкновение диспергированных частиц;
Шаг 2: слияние частиц и образование крупных глобул;
Шаг 3: взаимное соединение крупных частиц и образование отдельных нефтяных и водных слоев.
Рисунок 1. Этапы процесса разрушения нефтяной эмульсии
Применение деэмульгаторов в качестве химических реагентов в основном направлено на воздействие на второй основной этап. В этом случае проявляются свойства поверхностно-активных веществ. Деэмульгаторы всех видов являются поверхностно-активными веществами (ПАВ) и имеют молекулярную асимметричную структуру, состоящую из одной или нескольких гидрофильных групп и гидрофобных радикалов[4, с.62].
Такая структура молекул обеспечивает поверхностную активность веществ, то есть, перемещаясь на поверхность разделения фаз, переходит в поляризованную водную фазу, в то время как поляризованная цепь олефила переходит в низкополярную фазу, то есть в нефть. В результате адсорбции ПАВ на поверхности разделения фаз происходит переход к гидрофильному слою, если дисперсная фаза-это вода, гидрофобная защитная фаза или дисперсная фаза-это нефть, и эмульсия стабилизируется. Основная характеристика ПАВ заключается в том, что адсорбционная способность зависит от силы тяжести между фазами и концентрации ПАВ. Система, состоящая из двух отдельных веществ и одного ПАВ, всегда является основным фактором эмульсии[5, с.122].
Наличие солей, соединяемых с нефтесо-держащими водами, требует проведения дополнительных работ по обессоливанию.
Процессы образования водонефтяной эмульсии добываемого из скважин нефтяного сырья в основном наблюдаются в плунжерах штанговых насосов, в результате чего происходит удар продукта по стенкам труб и привод продукта к сепараторам с помощью насосов. Подготовка нефти осуществляется в технологическом резервуаре резервуарного парка.
Для обезвоживания нефти в УПН Кокдумалакского месторождения, используются деэмульгаторы Диссольван 3359 и К-1. В условиях
апрель, 2020 г.
добычи нефти показатели их эффективности составляют соответственно, 87,9% и 88,78%. Кроме того, с целью выделения основных солей хлорида, содержащихся в продукте, используются несоленые ингибиторы марки SP2882, солевые химические реагенты. Для предотвращения образования отложений неорганических солей в технологическом оборудовании и коммуникациях в составе сточных вод применяется ингибитор "DONOKS SKAL-3" [3,4,5]. Эффективность деэмульгаторов определяется путем сравнения количества отделенной и остаточной воды с течением времени при добавлении заданного количества в образец нефти(Рис.2).
Рисунок 2. Схема определения эффективности деэмульгаторов
Все химические реагенты, применяемые в условиях добычи, в основном приобретаются из-за рубежа, а плановая обработка прерывается из-за плохого снабжения. Это влияет на качество нефти и ее состав, а также на производительность применяемого технологического оборудования[9, с.71].
Ученые Института общей и неорганической химии Академии Наук Республики Узбекистан С.С.Хамраев, А.А.Алимов, и другие разработали
деэмульгатор синтезированныи местным сырьем и вторичными продуктами, в частности спиртосодержащими остатками (Юсуповым и др.), называются ПБА-1. При тестировании в лабораторных условиях в зависимости от содержания в сырье месторождения и своиств разрушения образующихся эмульсий деэмульгаторы этого типа показали, что их показатели эффективности ниже, чем у деэмульгаторов, ввозимых из-за рубежа (Таблица 3).
Таблица 3.
Показатели эффективности деэмульгаторов
№ Тип деэмульгатора Концентрация, г/т Эффективность, %
1 Диссольван 3359 25 84,5
(Россия) 50 88,6
2 K-1 25 86,4
(Китай) 50 88,9
3 Aquanox 25 85,9
(США) 50 86,4
4 ПБА-1 25 87,2
(Узбекистан) 50 88,5
В образцах нефтяного сырья, полученных из изучены характеристики разрушения эмульсии "вода скважины №33 месторождения Кокдумалак, были в нефти" при температурах 25°С, 40°С и 50° С
деэмульгатора марок "Dicleave V1722" (производство в США, плотность 0,897 г/см3) и СНПХ4410 (производство в России, плотность 0,955
г/см3). Результаты испытаний приведены ниже в таблицах [4, с.55].
Таблица 4.
Результаты испытания деэмульгаторов (скважина №33, температура - 25°С)
Тип деэмульгатора В ремя анализа В центрифуге Примечание
20 мин 40 мин 60 мин 80 мин 110 мин
Dicleave V1722 0 0 0 0 0 19% вода Сухая эмульсия
СНПХ 4410 0 0 0 10 10 14% вода 10% вода в центре
Таблица 5.
Результаты испытания деэмульгаторов (скважина №33, температура - 40°С)
Время анализа
Тип деэмульгатора 20 40 60 80 110 В центрифуге Примечание
мин мин мин мин мин
Dicleave V1722 0 0 0 0 0 21% вода Сухая эмульсия
СНПХ 4410 0 0 5 12 12 17% вода 10% вода в центре
Таблица 6.
Результаты испытания деэмульгаторов (скважина №33, температура - 50°С)
Время анализа
Тип деэмульгатора 10 20 30 40 60 80 100 120 140 170
мин мин мин мин мин мин мин мин мин мин
Dicleave V1722 19 42 44 47 55 63,5 64 65 65 65
СНПХ 4410 32 40 42 44 52 59 60,5 62 62,5 63
70
60
« К
а
И ^
^ 40
О
т
СО
е
ю
0
ь
1
е п е
н О
50
30
20
10
20 40 60 80 100 120
Время анализа, минут
140
160
180
■Dicleave V1722
СНПХ 4410
Рисунок 3. Зависимость степени обезвоживания нефти от времени отстаивания в различных
деэмульгаторах
Также в образцах нефтяных эмульсий, полученных из 2-го сборного пункта (СП) месторождения Кокдумалак, были изучены
характеристики разрушения эмульсии "вода в нефти" при температурах 25°С и 30°С деэмульгатор марок 'т^е V1722" и СНПХ4410.
0
0
Таблица 7.
Результаты испытания деэмульгаторов (СП-2, температура - 25°С)
Время анализа После 3 минута в центрифуге
Тип деэмульгатора 10 20 30 40 50 60
мин мин мин мин мин мин
Dicleave V1722 0 0 0 0 2 4 вода 25%, эмульсия 5%
СНПХ 4410 0,4 0,6 0,7 2,1 2,1 4,5 вода 24%, эмульсия 6%
Таблица 8.
Результаты испытания деэмульгаторов (СП-2, температура - 30°С)_
Время анализа После 3 минута в центрифуге
Тип деэмульгатора 10 20 30 40 50 60
мин мин мин мин мин мин
Dicleave V1722 0 0 0,5 1,8 6 6 вода 26,6%, эмульсия 3,5%
СНПХ 4410 0,5 0,6 0,7 1,1 8 8,1 вода 26,2%, эмульсия 3,8%
Также в нормальных условиях в скважине №33 месторождения Кокдумалак деэмульгатор Dideave V1722 создает густую эмульсию, при которой невозможно определить ее плотность с помощью ареометра. Цвет эмульсии коричневый, даже при погружении в течение 10 часов не наблюдалось выделения воды[2, с.26].
При применении деэмульгатора СНПХ 4410 наблюдается 10% выделение воды между цилиндром .
В результате полученных лабораторных испытаний в системе добычи месторождения Кокдумалак имеются возможности применения деэмульгатора ПБА-1, изготовленного из местного сырья.
Также желательно, чтобы деэмульгатор Dideave V1722 использовался в летние месяцы, а деэмульгатор СНПХ4410-в зимние месяцы[6, с.261].
Известно, что при подготовке нефти разделения воды в эмульсии, происходит при температурах 70-90°С, а процесс отстаивания-при температурах 50-
55°С. Поэтому в этих температурных диапазонах расход ингибитора в количестве 4 г/м3 обеспечивает достаточные показатели защиты.
А для количества воды и солей, выделяемых из товарной нефти, ингибитор может быть меньше, чем приведенные затраты[10, с.33].
В результате проведенных исследований можно сделать вывод о том, что полученная композиция в процессе подготовки нефти в условиях месторождения уменьшает воздействие
коррозионно-агрессивных сред на металлическую поверхность, а также уменьшает образование соляных отложений и продлевает время образования отложений. Благодаря этому различные солевые отложения, содержащиеся в нефти, позволяют отстаиванию их в товарных резервуарах. В процессе подготовки нефти к переработке, уменьшая содержание в ней пластовых вод и солей, предотвращает образование осадка на поверхности оборудования.
Список литературы:
1. Н.Н. Махмудов, Р.У. Шафиев, Т.Р. Юлдашев, М.А. Турсунов. Технология сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах. Учебник. Т.: ТашГТУ, 2015. - 317 стр.
2. Юсупов Д., Каримов А.У. Состояние и перспектива производства и применение ингибиторов коррозии в Республике. //Standart,2005, № 3, -с.35.
3. Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Хамидуллин Р.Ф. Методики испытаний деэмульгаторов для промысловой подготовки нефти: метод.указания. Казань: Казан. гос. технолог. ун-т, 2009. 35 с.
4. СТ-07.1-00-00-02 «Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов для применения в процессах добычи и подготовки нефти и газа» / ОАО АНК «Башнефть»; утв. 13.02.2013 № 53р. 2013. 83 с.
5. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. Справочник рабочего. — М.: Недра, 1986. 240 с.
6. Сатторов М.О. Определение состава компонентов полимеров-деэмульгаторов разложения водонефтяных эмульсий. Международный научно-практический журнал "Теория и практика современной науки". 03(45), 2019 г.С.260-262
• 7uriiversum.com
UNIVERSUM:
, ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ_апрель. 2020 г.
7. Сатторов М.О., Шабонов М.Б. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов коррозии и биоцидов. Научно-теоретический журнал "Вопросы науки и образования". Москва. февраль, 2018. №2(14),С. 2021.
8. Сатторов М.О. Образование устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей. Журнал "Научный аспект". г.Самара. ООО "Аспект". 2016. № 4, С.175-177
9. Сатторов М.О., Сойибов С.А. Подготовка продукции скважин на Бухара-Хивинский месторождениях в период падающей добычи. Научно-методический журнал "Наука, техника и образование". №2(20). Москва. 2016.С.70-72.
10. Сатторов М.О., Нуруллаева З.В., Бакиева Ш.К. Подготовка нефти для защиты оборудований от коррозий. Научно-теоретический журнал "Наука и образование сегодня". №2(3). Москва. 2016. С.33-34
