CC BY
314
УДК 622. 276.044
КОМПОЗИЦИОННЫЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ СЛОЖНЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОГО КАЗАХСТАНА
Р.Г. САРМУРЗИНА, д.х.н., проф., академик КазНАЕН У.С. КАРАБАЛИН, д.т.н., академик Н ИА РК Б.У. АКЧУЛАКОВ, генеральный директор
Ассоциация KazEnergy (Республика Казахстан, 010000, г. Астана, пр. Кабанбай
Батыра, 17). E-mail: kense@kazenergy.com
Г.И. БОЙКО, д.х.н., проф. кафедры химической технологии
Н.П. ЛЮБЧЕНКО, к.х.н., с.н.с. кафедры химической технологии
Е.С. ПАНОВА, докторант кафедры химической технологии
НАО «КазНИТУ им. К.И. Сатпаева» (Республика Казахстан, 050013, г. Алматы,
ул. Сатпаева, д. 22). E-mail: amtek@bk.ru, allnt@ntu.kz
Представлены результаты исследований, направленных на создание эффективного композиционного деэмульгатора для разрушения сложных водонефтяных эмульсий тяжелых высоковязких нефтей, характеризующихся аномально высокой степенью агрегативной устойчивости. Разработаны новые неионогенные композиционные деэ-мульгаторы КНТУ-14,КНТУ-16, КНТУ-17 на основе промышленных реагентов Диссолван 4795, Диссолван 4908, Рандем 2208 и полиоксиэтилированных полиспиртов П0ЭС-20, П0ЭС-80 и ПОЭС-85. Эффективность композиций новых деэмульгаторов в сравнении с промышленными проверена на нефтях месторождений Западного Казахстана Узень, Каражанбас, Ботахан. Наиболее эффективными для разрушения эмульсий являются композиционные деэмульгаторы марок КНТУ-14 и КНТУ-16.
Ключевые слова: нефть, эмульсии, деэмульгаторы, подготовка нефти.
Одной из наиболее актуальных проблем сбора, транспорта и подготовки нефти является разрушение водонефтяных эмульсий, причем эта проблема требует разных подходов в зависимости от этапа разработки месторождения [1-2]. Продолжительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение пластов приводят к высокой обводненности (20-97%) и образованию устойчивых водонефтяных эмульсий [3-9]. Разрушение эмульсии при добыче или перекачке нефти в каждом отдельном случае представляет собой особую проблему. Некоторые виды эмульсий хорошо поддаются разрушению с помощью простого отстаивания при умеренном нагреве, другие быстро разделяются от воздействия химических реагентов, третьи же проявляют особую восприимчивость к электрообработке [3]. Разрушение водонефтяной эмульсии связано с коллоидно-физическими процессами, деэмульгатор вытесняет действующий стабилизатор или растворяет его, меняет смачиваемость природных эмульгирующих компонентов и позволяет перевести их с границы раздела в нефтяную или водную фазу [8, 9].
Состав добываемых нефтей постоянно изменяется, растет плотность и содержание в них асфальтосмолистых веществ, парафинов, что определяет необходимость новых технологических разработок и расширения ассортимента деэмульгаторов [2, 4-7].
В Казахстане производство химических реагентов отсутствует. Реагенты экспортируются из России, стран дальнего зарубежья и Китая.
Целью работы являлась разработка и оценка эффективности композиционного деэмульгатора, способного проявлять аддитивные, синергетические свойства, являющиеся результатом совместного действия компонентов, входящих в его состав для ускорения процесса деэмульсации, сокращения расхода дорогостоящих реагентов и затрат на подготовку нефтей Западного Казахстана.
Отличительной особенностью неф-тей Западного Казахстана является высокое содержание смолистых веществ и парафинов.
Нефть месторождения Узень характеризуется средней плотностью (0,844-0,874 г/м3), сернистая (0,162%), с высоким содержанием парафина 16-22% и содержанием смол 8-20% (малосмолистые) [10].
Нефти месторождения Каражан-бас относятся к тяжелым (плотность 936,5-944,6 кг/м3), высоковязким (20400 мПа-с), малопарафинистым, с высоким содержанием сернистых (2%) и смолистых соединений (24,5%) [11].
Нефти месторождения Ботахан характеризуются как легкие (812-850 кг/м3), парафинистые 1,8-2,65%, с небольшим содержанием серы (0,16-0,29%) [10].
Поставленная в работе цель достигнута путем приготовления (составления) ряда композиционных деэмульгаторов на основе промышленных деэмульгаторов Диссолван-4795 и Диссолван-4908 (блоксополимеры окисей этилена и пропилена) и полиоксиэтилированных полиспиртов (ПОЭС-20, П0ЭС-80 и ПОЭС-85) в ароматическом углеводороде (о-ксилол, толуол), а также реагента Рандем-2208 и ПОЭС-20, ПОЭС-80 и ПОЭС-85. Промышленные реагенты применяли в товарном виде ( 40-60% растворы в органических растворителях, реагенты ПОЭС-20, ПОЭС-80 и ПОЭС-85 перед приготовлением композиции деэмульгатора предварительно растворяли в органическом растворителе (о-ксилол, толуол).
Разработанные композиции деэмульгаторов и присвоенные им марки реагентов приведены в табл. 1.
Сравнительная характеристика свойств используемых промышленных реагентов и композиционного реагента КНТУ-14 представлена в табл. 2.
По данным таблицы растворы реагентов являются слабощелочными с плотностью 0,862-0,940 г/см3 и кинематической вязкостью 1,93-11,2 мм2/с.
Важную роль в моделировании структуры и свойств композиционных ПАВ играет определение критической
4 • 2016
Таблица 1
Марки композиционных деэмульгаторов
Марка реагента Компоненты композиционного деэмульгатора Соотношение компонентов в смеси (по объему) Растворитель
КНТУ-14 Рандем-2208: ПОЭС-85 4:1
КНТУ-16 Диссолван-4795: П0ЭС-20 1:1 о-ксилол
КНТУ-17 Диссолван-4795: ПОЭС-20 1:1 о-ксилол
КНТУ-18/1 Рандем-2208 : П0ЭС-80 1:1 Толуол
КНТУ-18/3 Рандем-2208 : П0ЭС-80 3:1 Толуол
КНТУ-18/4 Рандем-2208 : П0ЭС-80 4:1 Толуол
КНТУ-19/1 Рандем-2208 : П0ЭС-20 1:1 Толуол
КНТУ-19/3 Рандем-2208 : П0ЭС-20 3:1 Толуол
КНТУ-19/4 Рандем-2208 : П0ЭС-20 4:1 Толуол
Таблица 2
Сравнительная характеристика растворов реагентов марок Диссолван 4795, Диссолван 4908, Рандем 2208 и КНТУ-14
Показатели
Реагент, 10% Кинематическая Плс>тнс>сть Страна-
вязкость при гСсМ3 ' РН произво-
25°С, мм2/с дитель
КНТУ-14
2,98
0,867
8,5 Казахстан
Диссолван 4795
7,81
0,864
Германия
Диссолван 4908
11,2
0,862
Германия
Рандем-2208
1,93
0,940
8,2
Япония
Таблица 3
Значения ККМ для индивидуальных реагентов и композиционного состава КНТУ-14
Раствор ПАВ ККМ, %
Рандем 2208 0,09-0,1
ПОЭС-85 0,07-0,08
КНТУ-14 0,05-0,06
концентрации мицеллообразования (ККМ). ККМ является энергетической характеристикой равновесия ассоциации молекул ПАВ в растворе. При мицеллообразовании происходит изменение всех свойств раствора ПАВ тем сильнее, чем больше число агрегации растворов [12]. ККМ в работе определяли методом УФ-спектрометрии. Концентрация раствора реагентов изменялась от 0,009 до 1% масс. Для каждого из приготовленных растворов при длине волны 449,9 нм для Рандем-2208, 353,9 нм для ПОЭС-85 и 380,9 нм для КНТУ-14 измерены оптические плотности. Значение ККМ было получено по графику зависимости оптической плотности от концентрации ПАВ. Величины ККМ, полученные графически по излому на изотермах оптической плотности растворов ПАВ, приведены в табл. 3.
Согласно данным таблицы, наблюдается снижение ККМ для композиционного деэмульгатора в сравнении с промышленными реагентами, что свидетельствует о синерге-тическом эффекте композиции. Таким образом, дальней-
шее применение композиционного деэмульгатора КНТУ-14 целесообразно с концентрацией выше предела области ККМ >0,06%.
Деэмульгирующую активность разработанных композиций деэмульгаторов в сравнении с промышленными реагентами исследовали на водонефтяных эмульсиях месторождений Узень (скв. № 5857), Каражанбас (скв. № 2193 и 3817), Ботахан (скв. № 150). Основные свойства водо-нефтяных эмульсий и сырой нефти приведены в табл. 4. Содержание воды определяли по методу Дина-Старка ГОСТ 2477.
По полученным данным водонефтяные эмульсии месторождений Узень, Каражанбас и Ботахан можно отнести к высокообводненным. Обводненность изменяется от 22,2 % для нефти месторождения Каражанбас (скв. № 3817) до 63% для нефти месторождения Ботахан (скв. № 150).
Об интенсивности разрушения водонефтяной эмульсии месторождения Узень можно судить по разности между плотностями воды и нефти (Ар). По этому показателю эмульсии классифицируют на труднорасслаиваемые (Ар = 0,200-0,250 г/см3), расслаиваемые (Ар= 0,250-0,300 г/см3) и легкорасслаиваемые (Ар = 0,300-0,350 г/см3) [13]. В соответствии с данной классификацией исследуемые водо-нефтяные эмульсии месторождения Ботахан можно отнести к расслаиваемым, Ар = 0,34 г/см3 (скв. № 150), месторождения Каражанбас - к труднорасслаиваемым, Ар = 0,10, Узень Ар = 0,23. Принимая во внимание, что сгруппированы водонефтяные эмульсии одного региона с близкими по плотности попутно добываемыми водами, данная классификация может быть интерпретирована в виде групп нефтей, разделенных по плотности. Отмечается [13], что если принять плотность воды, равную 1120 кг/м3, то можно выделить следу-
Таблица 4
Сравнительные физико-химические свойства водонефтяных эмульсий месторождений Западного Казахстана
Месторождение Проба Номер скважины Плотность, г/см3 Обводненность, %
Узень - 0,957 39,6
Узень 5857 0,955 60
и и с ь 2193, горизонт ГД 0,955 37,8
Каражанбас уль м СП е ы н тян 3817, горизонт А1Б 0,967 22,2
Алтыкуль ■ в е н 36 0,912 4
Жанаталап о д о 133 0,902 4,5
Салтанат Балгимбаев В РВС № 1 0,97 62
10%-е растворы в о-ксилоле
Ботахан
150
0,918
63
Таблица 5
Результаты анализа пластовой воды месторождений Западного Казахстана
Месторождение Номер скважины Плотность, г/см3 рН Содержание солей по сухому остатку, мг/л
Узень - 1,07 7,93 24800
2193 1,032 7,51 77400
Каражанбас 3817 1,013 7,82 48400
897 1,028 7,71 61600
131 1,16 6,87 320 000
Жанаталап 9 1,17 7,12 322 600
133 1,17 6,81 299 400
Алтыкуль 168 1,16 6,99 299 400
ющие группы: высокоэмульсионные нефти, образующие труднорасслаиваемые эмульсии с плотностью 870-920 кг/ м3; среднеэмульсионные с плотностью 820-870 кг/м3 и низкоэмульсионные с плотностью менее 820 кг/м3.
Результаты комплексного анализа пластовой воды некоторых месторождений Западного Казахстана представлены в табл. 5. По данным рН, пластовые воды изученных месторождений относятся к нейтральным с плотностью от 1,09 г/см3 до 1,17 г/см3 при 20 °С. По уровню минерализации пластовые воды месторождений относятся к соленым и крепкорассольным (150 г/л и выше).
Деэмульгирующая эффективность реагентов оценивалась по общепринятой методике определения скорости разрушения водонефтяных эмульсий методом Вс^е^Теэ! («бутылочной пробы»). Исследования осуществлены при температуре 60 °С, 70 °С, 80 °С. Расход реагентов варьировался от 60 до 300 ррт.
В табл. 6 представлены сравнительные результаты оценки эффективности промышленных деэмульгаторов на водонефтяной эмульсии месторождения Узень. Анализ таблице показывает, что достичь полного обезвоживания эмульсии месторождения Узень промышленными реаген-
Таблица 6
Сравнительные результаты деэмульгирующей эффективности реагентов на водонефтяной эмульсии месторождения Узень; (скв. № 5857; обводненность 60%,температура ввода и отстоя 80 °С)
тами не удается. По результатам серии экспериментов можно сделать вывод, что реагенты Диссолван-4795 и Ран-дем 2208 по деэмульгирующей активности весьма близки. Различия в значениях не превышают погрешностей эксперимента. Максимальная степень деэмульсации 98,8% для Диссолван-4795 и 97,1% для Рандема-2208 при расходе 80 ррт, температуре ввода и отстоя 80 °С в течение 60 м. Наименьшая деэмульгирующая активность характерна для реагента Диссолван-4908, остаточное содержание воды составляет от 9,1 до 4,3 % при расходе 80 и 100 ррт соответственно. Выявлена ограниченная возможность повышения степени деэмульсации путем варьирования расхода реагента.
Высокая скорость разрушения и степень разрушения во-донефтяной эмульсии месторождения Узень были достигнуты при использовании композиционных деэмульгаторов КНТУ-14, КНТУ-16. При расходе 100 ррт степень обезвоживания достигает 100% после 20 и 50 минут отстоя соответственно (табл. 7). Сравнительная оценка эффективности разрушения водонефтяной эмульсии месторождения Узень (скв. № 5857) деэмульгаторами КНТУ-14, КНТУ-16 и КНТУ-17 при различных температурах ввода реагента и отстоя эмульсии представлена на рис. 1. Анализ данных рис. 1 показал, что с повышением температуры от 60 до 80 °С повышается степень обезвоживания.
При температуре 60 °С остаточное содержание воды составляет 1,2% для КНТУ-14, 5,6%, для КНТУ-16 и 3,8% для КНТУ-17. При 80 °С скорость разрушения эмульсии существенно увеличивается, по-видимому, температура ввода деэмульгатора оказалась равной температуре мицелло-образования (Тв = Тйтах). Наибольшая степень деэмульса-ции при этом достигается при меньшей концентрации деэ-мульгатора [14].
Оценка эффективности деэмульгатора КНТУ-14 на водонефтяной эмульсии месторождения Каражанбас (скв. № 3817) в сравнении с промышленными реагентами, приведена на рис. 2. Согласно рис. 2, при температуре
Таблица 7
Сравнительные результаты деэмульгирующей эффективности композиционных реагентов на водонефтяной эмульсии месторождения Узень; (скв. № 5857; температура ввода и отстоя 80 °С)
Реагент
Расход, ppm
Степень обезвоживания, % за время, мин.
Реагент Расход, Степень обезвоживания, % за время, мин. 1 5 10 20 30 40 50 60
ppm 1 5 10 20 30 40 50 60 60 0 83 88 89 91 91 93 93
80 0 84 86 91 91 93 93 96 КНТУ-17 ■ 80 0 92 92 92 96 96 97 99
Диссолван- 100 0 74 85 87 91 91 91 91 100 0 66 77 82 90 94 94 97
4908 150 0 67 72 76 79 81 81 83 150 0 91 94 94 96 97 97 97
300 0 88 90 90 92 92 92 92, 200 0 57 61 84 87 89 89 91
80 0 78 81 87 93 95 99 99 60 0 80 85 95 99 100 100 100
Диссолван- 100 0 70 84 93 93 93 95 95 80 0 78 92 94 96 97 97 97
4795 150 0 85 87 88 91 91 93 94 КНТУ-16 100 0 86 99 99 99 99 100 100
300 0 81 81 84 87 89 92 95 150 0 56 93 95 95 96 96 96
80 0 75 83 95 97 97 97 97 200 0 97 98 100 100 100 100 100
100 0 74 87 89 90 92 93 94 80 0 91 93 95 95 97 97 97
Рандем-2208 150 0 65 69 74 79 81 84 86 КНТУ-14 ■ 100 0 98 98 100 100 100 100 100
300 0 72 76 76 80 86 88 90 150 0 88 90 92 92 92 92 93
400 0 94 96 96 96 97 97 97 300 0 76 84 83 83 87 88 89
4•2016
Зависимость степени обезвоживания водонефтяной
эмульсии месторождения Узень
(скв. № 5857) при различных температурах:
а - КНТУ-14 - 100 ррт, б - КНТУ-16 - 60 ррт
в - КНТУ-17 (расход 80 ррт, время отстоя 60 мин)
Сравнительные результаты деэмульгирующей эффективности реагентов на водонефтяной эмульсии месторождения Каражанбас (скв. № 3817 ; обводненность 22,2%, температура ввода и отстоя 60 °С).
шШ
97 96,5 96 95,5 95
¡МММ
1
I1 ■'II I1
1 il ч 1
тг г 1' г
■ КНТУ-14 (ISO ррт)
■ КНТУ-14 (80 ррт)
U Диссолван 479S (150 ррт)
■ Дне сол ми 4795 (80 ррт) Ы Диссолван 4908 ( 150 ррт)
■ Диссол мн 4908(80 ррт)
10 20 30 40 50 60 т,мин
деэмульсации и отстоя 60 °С лучшие деэмульгирующие свойства (90,1%) проявил реагент Диссолван 4908 (расход 80 ррт, время отстоя 30 мин.). Реагенты Диссолван 4795 и КНТУ-14 оказались менее эффективными, степень деэмульсации составила 54%. Увеличение расхода реагентов до 150 ррт также не приводит к повышению степени деэмульсации. О недостаточной эффективности промышленных реагентов и КНТУ-14 свидетельствует от-
носительно высокое содержание остаточной воды после обработки эмульсии. Без добавки деэмульгатора термообработка неэффективна. Реагенты Диссолван-4795, и КНТУ-14 оказались неэффективными и для разрушения водонефтяной эмульсии месторождения Каражанбас (скв. № 2193). Степень обезвоживания Диссолван-4908 составляет 52,9% при расходе реагента 80 ррт. Причиной этому может быть то, что по классификации водонеф-тяных эмульсий [8] эмульсии месторождения Каражамбас относятся к труднорасслаиваемым с асфальтеновым типом стабилизатора.
В табл. 8 представлены результаты исследования эффективности деэмульгаторов КНТУ-18 и КНТУ-19 на водонефтяной эмульсии месторождения Ботахан (скв. № 150) в зависимости от соотношения компонентов в составе и расхода реагентов.
Исследования по оптимизации состава разработанных композиций КНТУ-18 и КНТУ-19 выявили возможность увеличения степени деэмульсации варьированием состава и расхода реагента. Наиболее эффективным для разделения водонефтяной эмульсии месторождения Ботахан (скв. № 150) является состав КНТУ-18/4 при расходе 300 ppm, степень деэмульсации достигает 97%. Составы КНТУ-19 неэффективны, остаточное содержание воды для КНТУ-19/1 - 8% масс.
Результаты по подбору наиболее эффективных реагентов для водонефтяных эмульсий Западного Казахстана сведены в табл. 9.
Таким образом, по результатам лабораторных исследований по созданию композиционных деэмульгаторов для разрушения сложных водонефтяных эмульсий месторождений Западного Казахстана и оценке их эффективности в сравнении с промышленными (см. табл. 9) можно сделать следующие выводы.
Реальный температурный режим подготовки нефти изменяется в зависимости от эмульсионности и типа нефти, вида применяемого деэмульгатора, его мицеллярной активности от температуры, которая для разных реагентов может существенно меняться [9]. Оптимальной температурой ввода в эмульсию Узень реагентов КНТУ-14 и КНТУ-16 является 80 °С, в эмульсию Ботахан реагента КНТУ-14 -60 °С. Степень деэмульсации при этих температурах достигает 100% при расходе 60 ppm (Узень) и 80 ppm (Ботахан)
Рис. 1
Рис. 2
Таблица 8
Сравнительные результаты деэмульгирующей эффективности композиционных деэмульгаторов КНТУ-18 и КНТУ-19 на водонефтяной эмульсии Ботахан (скв. № 150; температура ввода реагента 60 °С)
Таблица 9
Подбор эффективных реагентов для водонефтяных эмульсий Западного Казахстана
Реа- Соотношение Расход, ppm Степень обезвоживания, %, за время, мин
гент компонентов 5 10 20 30 40 50 60
КНТУ-18/1 80 0 14 36 71 82 91 91
1:1 175 29 36 71 71 86 86 93
300 36 36 86 86 86 93 96
КНТУ-18/3 80 14 21 36 71 71 79 79
1:3 175 21 36 71 86 93 93 93
300 21 71 86 89 92 96 96
КНТУ-18/4 80 0 36 71 79 79 79 79
1:4 175 14 21 64 71 86 93 93
300 36 40 64 71 93 97 97,0
80 0 0 0 14 43 50 57
КНТУ-19/1 1:1 175 0 0 29 36 57 86 85
300 23 28 36 57 57 86 93
80 0 0 0 0 14 21 43
КНТУ-19/3 1:3 175 0 0 14 29 35 36 71
300 0 0 14 36 71 86 86
КНТУ-19/4 80 0 0 0 0 7 14 50
1:4 175 0 0 0 7 14 50 71
300 0 7 14 57 64 71 86
ПОЭС-80 - 300 48 61 72 77 77 87 87
ПОЭС-20 - 300 74 84 87 90 94 94 94
ПОЭС-85 - 300 81 97 97 97 100 100 100
Месторождение, номер скважины Марка реагента Расход, ppm Температура, °С Степень деэмуль-сации,%
Узень, 5857 КНТУ-16 60 80 100
Узень, 5857 КНТУ-14 100 80 100
Узень, 5857 КНТУ-17 80 80 99
Узень, 5857 Диссолван 4795 80 80 99
Узень, 5857 Рандем 2208 80 80 97
Узень, 5857 Диссолван 4908 80 80 96
Ботахан КНТУ-14 80 60 100
Ботахан КНТУ-18/4 300 60 97
Ботахан КНТУ-19/1 300 60 93
Каражамбас, 3817 Диссолван-4908 80 60 90
соответственно. Для нефти Каражанбас эффективным является реагент Диссолван-4980 (степень деэмульсации 90,1%). Менее эффективными являются реагенты ПОЭС-85 и КНТУ-18/4, степень деэмульсации 100% и 97% соответственно достигается при значительно большем расходе - 300 ppm.
Реагенты КНТУ-14, КНТУ-16 сокращают время и температуру термохимического отстоя эмульсий, не образуют промежуточного слоя.
Использование композиционных деэмульгаторов КНТУ-14 и КНТУ-16 при термохимической обработке сложных водонефтяных эмульсий месторождений Западного Казахстана позволяет получить нефть I категории (по содержанию воды). НГХ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Шайдаков. В.В. и др. Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование. Уфа: Нефтегазовое дело. 2002. 551 с.
2. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: ФЭН. 2000. 416 с.
3. Ahmed M. Al-Sabagh, Nadia G. Kandile, Rasha A. El-Ghazawy, Mahmoud R. Noor El-Din. Synthesisandevaluationofsomenewdemulsifiers based on bisphenols for treating water-in-crude oil emulsions // Egyption Journalof Petroleum 2011№20, 67-77
4. Карабалин У.С. Бойко Г.И., Любченко Н.П. и др. Способ получения деэмуль-гатора для разрушения водонефтяных эмульсий, инновационный патент № 26680 публ.15.02. 2013. Бюл. № 2.
5. Бойко Г.И., Любченко Н.П, Маймаков Т.Т. и др. Оптимизация технологических параметров обезвоживания водонефтяных эмульсий Кенлык, Кызылкия, Акшабулак реагентом ДЭПМДА/ССЭ // Нефть и газ. 2011. № 4 (64). С. 83-89.
6. Бойко Г.И, Любченко Н.П., Оразбекулы Е. Сравнительная оценка эффективности действия деэмульгаторов для обезвоживания водонефтяных эмульсий
нефтей месторождений Южно-Тургайского прогиба // Поиск. 2011. № 3. С.
250-254.
7. Yerbolat Orazbekuly, Galina.I.Boiko, Nina.P. Lubchenko, Sergey.A.Dergunov
Novel high-molecular multifunctional reagent the improvement of crude oil properties IFuel Processing Technology 128(2014) 349-353.
8. Небогина Н.А., Прозорова И.В., Юдина Н.В Процесс стабилизации и осадкообразования водонефтяных систем // Нефтегазовое дело, 2007.
9. Ермаков С.А., Мордвинов А.А. О влиянии асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий // Нефтегазовое дело, 2007.
10. Нугиев М.А. О неравновесных реологических свойствах высоковязких нефтей некоторых месторождений Западного Казахстана. Актау: АО «КазНИПИмунайгаз».
11. Информационный меморандум. АО «Разведка Добыча «КазМунайГаз»». 2004. 30-31 с.
12. Борисов С.И., Катеев М.В., Калинин Е.С. и др. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2004. № 4. С. 74-76.
13. Тарасов М.Ю., Зырянов А.Б. Предварительная оценка технологических параметров подготовки нефти на основе классификации нефтей по эмульсионности // Нефтяное хозяйство. 2008. № 9. С. 105-107.
14. Семехина Л.П., Перекупка А.Г., Семихин Д.В. Подбор деэмульгаторов с учетом температурного режима подготовки нефти // Нефтяное хозяйство. 2003. № 9. С. 89-91.
4•2016
COMPOSITE REAGENTS FOR THE DESTRUCTION OF COMPLEX OIL-WATER EMULSION OF THE OIL FIELDS IN WESTERN KAZAKHSTAN
Sarmurzina R.G., Dr. Sci. (Chem.), Prof., Acad. KazNANS Karabalin U.S., Dr. Sci. (Tech.), Acad. NEARK Akchulakov B.U., General Director
Association «Kazenergy» (19, Kabanbay batyr, 010000, Astana city, Republic of Kazakhstan). E-mail: kense@kazenergy.com
Boyko G.I., Dr. Sci. (Chem.), Prof. of the Department of Chemical Engineering
Lubchenko N.P., Cand. Sci. (Chem.), Senior Researcher of the Department of Chemical Engineering
Panova Ye.S., Doctoral of the Department of Chemical Engineering
KazNRTU named after K.I. Satpayev (22 B, Satpayeva, 050013, Almaty city, Republic of Kazakhstan). E-mail: amtek@bk.ru
ABSTRACT
The article presents the results of studies aimed at creating efficient composite demulsifier for breaking complex water-oil emulsions of highly viscous heavy oil, characterized by an abnormally high degree of aggregate stability. New nonionic composite demulsifiers KNTU-14,KNTU-16, KNTU-17 have been developed on the basis of industrial chemical Dissolvan 4795, Dissolvan 4908, Randem 2208 and ethoxylated polyols, POES-20, P0ES-80 and POES-85. The effectiveness of the new compositions of demulsifiers in comparison with industrially demulsifiers proven on the oils of Western Kazakhstan: Uzen and Karazhanbas, Bothan . The most effective for breaking emulsion are composite demulsifiers of KNTU-KNTU 14 and-16 brands.
Keywords: oil, oil-water emulsions, demulsifiers, oil treatment.
REFERENCES
1. Khafizov A.R., Pestretsov N.V., Shaydakov. V.V. Sbor, podgotovka i khraneniye nefti. Tekhnologiya ioborudovaniye [Gathering, preparation and storage of oil. Technology and equipment]. Ufa, Neftegazovoye delo Publ., 2002. 551 p.
2. Tronov V.P. Promyslovaya podgotovka nefti [A commercial preparation of oil]. Kazan, FEN Publ., 2000. 416 p.
3. AhmedM. Al-Sabagh, NadiaG. Kandile, RashaA. El-Ghazawy,MahmoudR. NoorEl-Din. Synthesis and evaluation of some new demulsifiers based on bisphenols for treating water-in-crude oil emulsions. Egyption Journal of Petroleum, 2011, no. 20, pp. 67-77.
4. Karabalin U.S., Boyko G.I., Lyubchenko N.P., Sarmurzina R.G., Maymakov T.P., Orazbekuly Ye. Sposob polucheniya deemul'gatora dlya razrusheniya vodoneftyanykh emul'siy [Method for producing demulsifier for breaking water-oil emulsions]. Patent RF, no. 26680, 2013.
5. Boyko G.I., Lyubchenko N.P., Maymakov T.T., Shaykhutdinov Ye.M., Orazbekuly Ye, Moldabekov B.SH. Optimization of technological parameters of dehydration Kenlyk, Kyzylkiya Akshabulak water emulsions by DEPMDA / SSE reagent. Neft i gaz, 2011, no. 4 (64), pp.83-89 (In Russian).
6. Boyko, G.I., Lyubchenko N.P., Orazbekuly Ye. Comparative evaluation of the effectiveness of demulsifiers action for dewatering water-oil emulsions of oil fields in the South Turgai Trough. Poisk, 2011, no.3,pp. 250-254 (In Russian).
7. Orazbekuly Ye., Boiko G.I., Lubchenko N.P., Dergunov S.A. Novel high-molecular
multifunctional reagent the improvement of crude oil properties. Fuel Processing Technology, 2014, no. 128, pp. 349-353.
8. Nebogina N.A., Prozorova I.V., Yudina N.V. The process of stabilization and precipitation of water-oil systems. Neftegazovoye delo, 2007 (In Russian).
9. Yermakov S.A., Mordvinov A.A. On the influence of asphaltenes on the stability of oil-water emulsions. Neftegazovoye delo, 2007 (In Russian).
10. Nugiyev M.A.. About nonequilibrium rheological properties of high-viscosity oils
of some deposits in Western Kazakhstan. AO «KazNIPImunaygaz» (In Russian).
11. Informatsionnyy memorandum. AO «Razvedka Dobycha «KazMunayGaz»» [Information Memorandum. JSC "Exploration Production" KazMunayGas"]. 2004. pp.30-31.
12. Borisov S.I., Kateyev M.V., Kalinin Ye.S., Kalinina O.S., Meloshenko N.P., Sorokin V.V. The mechanism of action of surfactant as the demulsifiers of oil emulsion. Neftyanoye khozyaystvo, 2004, no. 4, pp. 74-76 (In Russian).
13. Tarasov M.YU., Zyryanov A.B. Preliminary assessment of the technological parameters of oil treatment on the basis of the classification of oils for emulsion. Neftyanoyekhozyaystvo, 2008, no. 9, pp. 105-107 (In Russian).
14. Semekhina L.P., Perekupka A.G., Semikhin D.V. JSC "Giprotyumenneftegaz".
Selection of emulsion breakers based on oil treatment temperature. Neftyanoye
khozyaystvo, 2003, no. 9, pp. 89-91 (In Russian).
Ill РОССИИСКИИ КОНГРЕСС ПО КАТАЛИЗУ
вдекАт РОСКАТАЛИЗ
22-26 МАЯ 2017 ГОДА, НИЖНИМ НОВГОРОД
http://conf.nsc.ru/RUSCATALYSIS-2017
III Российский конгресс по катализу «Роскатализ»
Информационное сообщение №1
Дорогие коллеги,
приглашаем Вас принять участие в работе III Российского конгресса по катализу «Роскатализ-2017», который состоится с 22 по 26 мая 2017 г. в Нижнем Новгороде. Предметами для обсуждения участников конгресса станут: современное состояние дел и перспективы развития во всех областях катализа, поиск новых возможностей для импортозамещения в отношении стратегически важных катализаторов и химической продукции, подготовка высококвалифицированных кадров, создание более тесной консолидации отечественной науки, бизнеса и высшего образования для решения фундаментальных и прикладных задач катализа.
Организационный комитет
