CC BY
137
УДК 665.6/.7
ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИКИ ПРОЦЕССА ОТСТАИВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
А.В. Кравцов, Н.В. Ушева, О.Е. Мойзес, Е.А. Кузьменко, Д.А. Балясина, Л.В. Капустина
Томский политехнический университет E-mail: moe@tpu.ru
Экспериментальными методами изучено влияние интенсивности перемешивания водонефтяной эмульсии и ввода деэмульга-тора на процессыi обезвоживания нефтей месторождений Западной Сибири. Определено изменение количества отделяющейся воды/ в процессе отстаивания при различной начальной обводненности нефти и варьировании условий проведения процесса.
Ключевые слова:
Промысловая подготовка, водонефтяная эмульсия, деэмульгатор, физико-химические свойства, обезвоживание, обводненность.
Key words:
Trade preparation, oil-water emulsion, demulsifier, physical chemistry properties, dehydration, water contaminability.
Одним из основных этапов при промысловой подготовке нефти является процесс обезвоживания [1, 2], который осуществляется в результате разрушения водонефтяной эмульсии, в основном, с применением термохимических методов. Отсутствие эффективных методик расчета остаточной обводненности нефти затрудняет моделирование и проектирование промышленных установок. Учесть влияние процессов каплеобразования при моделировании процесса обезвоживания нефти без экспериментальных данных в системах с реальными жидкостями практически невозможно.
Как показано в работах [3-5], исследование процессов разрушения водонефтяных эмульсий можно осуществлять, используя в качестве объекта исследования не модельные жидкости, а нефти. Поэтому целью данной работы являлось изучение процесса обезвоживания для различных нефтей месторождений Западной Сибири.
Исследования были проведены для проб четырех нефтей: Западно-Лугинецкой, Верхне-Салат-ской, Снежной, Типовой, физико-химические свойства которых определялись по стандартным методикам в Проблемной научно-исследовательской лаборатории горючих ископаемых Томского политехнического университета (табл. 1).
Методика эксперимента подробно изложена в работе [6]. Искусственные эмульсии готовились добавлением пластовой воды к нефти в объемном содержании 10, 20 и 30 об. %. Каждый образец во-донефтяной смеси в количестве 100 мл помещался в коническую колбу объемом 200 мл и тщательно перемешивался вручную в течение 10 мин. Затем эмульсия перемешивалась с помощью автоматической лопастной мешалки ЕЯЮ в течение 10 мин. Использовались две скорости перемешивания: 1000 и 2000 об./мин, обеспечивающие различную дисперсность приготавливаемой эмульсии.
Полученные водонефтяные эмульсии разливались в мерные цилиндры объемом 100 мл и помещались в термостат для поддержания температурного режима (20 и 50 °С). Далее в течение 150 мин. через каждые 15 мин. фиксировались показания по количеству отстоявшейся воды. Опыты были вы-
полнены без добавления и с добавлением деэмуль-гатора марки «Дисольван-4411», расход которого определялся из расчета 20 г/т нефти. Погрешность измерения составляет 1 об. %. Для выбранных образцов нефтей месторождений Западной Сибири были проведены исследования влияния на процесс отстаивания начальной обводненности нефти, интенсивности перемешивания эмульсии, температуры и деэмульгатора. Результаты исследований приведены в табл. 2, 3 и на рис. 1-4.
Таблица 1. Физико-химические характеристики нефтей
Показатели Нефть
Западно-Луги-нецкая Верхне-Салат-ская Типовая Снежная
Плотность при 20 °С, г/см3 0,813 0,792 0,839 0,854
Кинематическая вязкость при 20 °С, м2/с 2,99 5,42 6,21 9,92
Содержание парафинов, мас. % Высокопарафи-нистая Малопарафини-стая 2,40 3,36
Содержание, мас. %: • асфальтенов; • силикагелевых смол Не определялось Не определялось Не определялось Не определялось 0,90 4,50 3,36 5,82
Таблица 2. Показатели процесса отстаивания эмульсий с различной начальной обводненностью без применения (Б) и с применением деэмульгатора (С) при 50 °С
Показатели
Начальная обводнён-
Нефть
Снежная Западно-Лугинецкая
Режим перемешивания (v=1000 об/мин, v2=2000 об/мин)
об. % v V2 V V2
Б С Б С Б С Б С
Количество 10 8 10 0 7 4 10 3 10
отстоявшейся 20 17 20 7 18 17 20 15 20
воды, об. % 30 29 30 20 28 30 30 29 30
Результаты исследований показали, что при температуре 20 °С без добавления деэмульгатора практически не происходит отделения воды в образцах нефтей Снежного и Западно-Лугинецкого
иесторождении, поэтому показатели процесса отстаивания воды приведены (табл. 2, рис. 1-3) только для температуры 50 °С Эмульсии, полученные на основе Типовой и Верхне-Салатской нефтеИ, близких по вязкости и с небольшим содержанием парафинов, хорошо разделяются даже без применения деэмульгатора при температурах 20 и 50 °С и различных режимах перемешивания (табл. 3).
Таблица 3. Показатели процесса отстаивания эмульсий с различной начальной обводненностью без применения деэмульгатора
Показатели
Начальная обводнённость, об. %
Нефть
Типовая Верхнее-Салатская
Режим перемешивания (ц=1000 об/мин, у2=2000 об/мин)
V V
Температура отстаивания, °С
20 50 20 50 20 50 20 50
Количество 10 5 8 2 6 4 7 3 7
отстоявшейся 20 15 19 11 19 17 20 17 20
воды, об. % 30 26 29 25 28 28 30 26 30
Показано, что процессы отстаивания при 50 °С протекают более быстро и с большей глубиной обезвоживания при увеличении обводненности исходной эмульсии (табл. 2, 3). Наиболее детально различия в процессе отстаивания для исследованных нефтей можно проследить по зависимостям количества отстоявшейся воды от времени (рис. 1-3). Так, например, при отделении воды в эмульсии обводненностью 10 об. % (рис. 1) наблюдаются не только различия по остаточной обвод-
ненности, но и в динамике процесса, что, по-видимому, определяется физико-химическими свойствами нефтей и условиями формирования и разрушения водо-нефтяных эмульсий. При содержании воды в нефти 30 об. % количество выделившейся воды и время завершения процесса для Западно-Лугинецкой, Верхнее-Салатской и Типовой нефтей практически совпадают (рис. 3). Нефть Снежного месторождения имеет наибольшее значение вязкости при повышенном содержании парафинов и смолисто-асфальтеновых веществ, поэтому при обводненности 10 об. % вода практически не отделялась (рис. 1). Для данной нефти процесс отстаивания начинается по истечении 60 мин, при этом с увеличением начальной обводнённости от 20 до 30 об. % (рис. 2, 3) остаточная обводнённость снижается и составляет 14 и 10 об. % соответственно.
При введении в систему деэмульгатора практически полное обезвоживание малопарафинистых Типовой и Верхнее-Салатской нефти происходило быстро, в течение нескольких минут. Для нефти За-падно-Лугинецкого месторождения введение деэ-мульгатора привело к тому, что нефть полностью обезвоживалась при температуре 50 °С, а при температуре 20 °С выделялось незначительное количество эмульгированной воды. При низких температурах для высоковязких нефтей с большим содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (например, нефть Снежного месторождения) процессы обезвоживания не происходят даже при введении деэмульгатора, интенсифицировать процессы разрушения водонефтяной эмульсии можно только при увеличении температуры.
0 50 100 150
Время, мин
Рис. 1. Зависимость количества отстоявшейся воды от времени (\М=10 об. у2=2000 об/мин)
т--г
50 100
Время, мин
Рис. 2. Зависимость количества отстоявшейся воды от времени (\=20 об. %, у2=2000 об/мин)
50 100
Время, мин
Рис. 3. Зависимость количества отстоявшейся водыI от времени (\\=30 об. %%, у2=2000 об/мин)
При введении в систему деэмульгатора практически полное обезвоживание малопарафинистых Типовой и Верхнее-Салатской нефти происходило быстро, в течение нескольких минут. Для нефти Запад-но-Лугинецкого месторождения введение деэмульгатора привело к тому, что нефть полностью обезвоживалась при температуре 50 °С, а при температуре 20 °С выделялось незначительное количество эмульгированной воды. При низких температурах для высоковязких нефтей с большим содержанием смоли-
сто-асфальтеновых веществ (нефть Снежного месторождения) процессы обезвоживания не происходят даже при введении деэмульгатора, интенсифицировать процессы разрушения водонефтяной эмульсии можно только при увеличении температуры.
Повышение интенсивности перемешивания приводит к увеличению времени отстаивания и остаточной обводненности нефти, что, по-видимому, обусловлено образованием мелкодисперсной эмульсии (рис. 4).
Рис
Время, мин
4. Зависимость количества отстоявшейся воды от времени (Западно-Лугинецкая нефть, ]=20 об. %, 50 °С)
Полученные экспериментальные данные, дополненные исследованиями остаточной обводненности, позволят в дальнейшем рассчитать скорости осаждения и диаметры капель осаждающейся воды. Результаты исследований также необходимы при разработке и проверке адекватности моделей процессов отстаивания и для создания методик расчета остаточной обводненности нефти при её промысловой подготовке.
Выводы
Показано, что Снежная и Западно-Лугинецкая нефти обезвоживаются при повышенной температуре (50 °С), добавление деэмульгатора позволяет сократить время отстаивания для различных режимов перемешивания при снижении остаточной обводненности до 1 %.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - Казань: ФЭН, 2000. - 417 с.
2. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - 3-изд., стереотипное. - М.: ООО ТИД «Альянс», 2005 - 319 с.
3. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. - Казань: ФЭН, 2002. - 407 с.
4. Садриев А.Р., Миргалиев И.Р., Гречухина А.А., Морозов Г.А. Исследование воздействия микроволновой обработки на устойчивость нефтяных эмульсий // Технология нефти и газа. - 2009. - № 1. - С. 28-31.
Показано, что малопарафинистые с невысокой вязкостью нефти, такие как, Верхне-Салатская и Типовая, образуют эмульсии, которые эффективно разрушаются при температурах 20 и 50 °С без добавления деэмульгатора.
На динамику процесса обезвоживания значительное влияние оказывает содержание воды в нефти: при увеличении содержания воды в эмульсии с 10 до 30 об. % время процесса отстаивания сокращается в 2 раза, а относительное количество выделившейся воды увеличивается в 1,2 раза.
Анализ влияния деэмульгатора на процессы обезвоживания на примере Западно-Лугинецкой нефти показал, что при добавлении деэмульгато-ра время завершения процесса сокращается в 2 раза, наблюдается практически полное отделение воды.
5. Садриев А.Р., Гречухина А.А., Хамидуллин Р.Ф. Изучение влияния механико-акустического воздействия на процесс обезвоживания нефти // Технология нефти и газа. - 2008. -№3.- С. 28-31.
6. Ермаков С.А. Прогнозирование технологических показателей подготовки нефти в зависимости от свойств продукции, поступающей на установку подготовки // Нефтегазовое дело. -2007.- № 5. - С. 102-118.
Поступила 09.03.2010г.
