Деэмульгаторы для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий Текст научной статьи по специальности «Промышленные биотехнологии»

ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ Очилов А. А.1, Олимов Б. С.2

1Очилов Абдурахим Абдурасулович / Ochilov Abdurahim Abdurasulovich - старший

преподаватель;

2Олимов Бехруз Саъдулло угли / Olimov Behruz Sa 'dullo щЫ - студент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в данной работе анализируются свойства деэмульгаторов для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий Узбекистанской нефти. Устойчивость эмульсии угленосной нефти при опреснении входящей в её состав воды значительно увеличивается. При этом повышается растворимость деэмульгаторов в воде, что ослабляет проявления флокуляционного действия и снижает эффективность деэмульгаторов при низких температурах. Современные деэмульгаторы представляют собой, как правило, химические вещества, полученные сложным многостадийным синтезом.

Ключевые слова: деэмульгатор, коалесценция, обезвоживание, обессоливание.

Современные деэмульгаторы представляют собой, как правило, химические вещества, полученные сложным многостадийным синтезом.

Достаточно эффективной является технология обработки эмульсии, стабилизированной сульфидом железа. Она состоит из нескольких стадий. На первой стадии осуществляется одно двухкратное воздействие гидрофильной жидкостью (водой) с добавлением моющих реагентов, что позволяет перевести механические примеси в водную фазу. На второй стадии происходит коалесценция капель за счет добавления деэмульгатора высокой степени гидрофобности. Такое воздействие позволяет увеличить выход нефти и снизить её потери с пластовой водой [1].

За рубежом выпускают деэмульгаторы Диссольван, Кемеликс и другие, которые поставляются по высокой стоимости.

В США защищен патент, согласно которому разработана деэмульгирующая композиция для предотвращения образования или разделения эмульсий в водных растворах, которая содержит (а) > 1 солей арилалкилсульфоновой кислоты, эффективных для осуществления деэмульгирования эмульсии; (б) первое солюбилизирующее вещество типа неионогенного ПАВ (деэмульгатора) имеющего формулу:

к60(си2си[к7]0)хк8 (1)

где Я6 -алкил С8_16, алкил С1-6; х=2-20; (в) второе солюбилизирующее

вещество, состоящее из взаиморастворяемых растворителей типа водорастворимых простых эфиров гликоля, водорастворимых амидов, кетонов и спиртов типа метанола, этанола, пропанола-1, пропанола-2, причем взаимные растворители солюбилизируют компоненты А и Б. Что механические примеси, накапливаясь на поверхности, приводят к стабилизации крупных капель воды.

Установлено, что механизм удаления из ловушечной водонефтяной эмульсии механических примесей и воды взаимосвязан: более полное удаление механических примесей с поверхности раздела в водную фазу приводит, в свою очередь, к облегчению коалесценции капель воды, снижению агрегативной устойчивости эмульсии и более полному выделению капель воды. Изучено влияние индивидуальных ПАВ различной природы и функционального назначения и их композиций в различных соотношениях на эффективность выделения воды и механических примесей из стойких ловушечных водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей. Наибольшую эффективность показала композиция, в которой в качестве неионогенного ПАВ

использовалась окси этилированная алкил фенолформальдегидная смола, а в качестве смачивателя - окта глицериды алкил янтарных кислот - HOOCCH (С„Н26) CHCOOH (где п=8-12) в соотношении 75:25^60:40. Выполнена оптимизация состава композиции разработанного деэмульгатора (НПАВ + смачиватель) и определено оптимальное соотношение НПАВ и смачивателя СВ -104п в композиции деэмульгатора, равное 60:40.

Как видно, химический способ разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий, несмотря на большой ассортимент деэмульгаторов, не обеспечивает полное интенсивное разделение фаз, в них, что, прежде всего, связано с их сложным многокомпонентным и полидисперсным составом [2].

Следовательно, для интенсификации процесса разрушения таких устойчивых водонефтяных эмульсий наряду с применением деэмульгаторов, целесообразно использовать и другие методы внешнего воздействия, например, электромагнитные и др.

Литература

1. Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика. М. Химия, 1989. 382 с.

2. Багиров И. Т. Современные установки первичной переработки нефти. Баку, 1998. 125 с.

3. Атауллаев Ф. Ш., Абдурахимов С. А. Исследование физико-химических показателей нефти А. Вестник Таш ГТУ. Ташкент. № 1. С. 107-109.

ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ

РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

1 2 Очилов А. А. , Ахадов А. А.

1Очилов Абдурахим Абдурасулович / ОсНПоу Abdurahim Abdurasulovich - старший

преподаватель;

2Ахадов Ахтам Ашраф угли /Ahadov АЫат Аз^а/ugli - студент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в данной работе рассмотрено влияние минеральных солей на интенсивность разрушения водонефтяных эмульсий. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в другом объеме, в виде капель различных размеров. Анализ влияния содержания минеральных солей в пластовой воде на качественные показатели местных нефтей Шурчинского и Джаркакского месторождений показал, что они ускоряют процесс старения их эмульсий, чем пресная вода.

Ключевые слова: устойчивость, деэмульгатор, минеральные соли, обезвоживание, обессоливание, стабилизация, дисперсионная среда.

В процессе добычи нефти попутно извлекаются пластовая вода, механические примеси (песок, глина и т.п.) и минеральные соли в виде сложных эмульсий.

Содержание минеральных солей в нефти месторождений Узбекистана высокое, что вынуждает производственников применять многостадийные процессы их обезвоживания и обессоливания (в промысле, УПН и на нефтеперерабатывающем заводе).

Так, например, в Джаркакской нефти содержание минеральных солей в среднем составляет 700 - 800 мг/л, что приводит к интенсивной коррозии трубопроводов и арматуры. Кроме того, высокодисперсные и растворенные минеральные соли

13