CC BY
124
Федотов А.С.1, Федотова Н.Ф.2
Юренбургский государственный университет 2МНПТ «ГИПС», Оренбург Е-mail: him@mail.osu.ru
ВЛИЯНИЕ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ НА ОБЕЗВОЖИВАНИЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ЮЖНО-СУББОТИНСКОГО И КОММУНАРОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В работе приводятся результаты исследований по выявлению причин образования водонефтяных эмульсий и методы их разрушения с помощью деэмульгаторов на УПН ДНС. Показана эффективность деэмульгатора Дин-4 в присутствии ингибитора коррозии «Сонкор» и без него на скважинах Южно-Субботинского и Коммунаровского месторождений Оренбургской области.
Ключевые слова: деэмульгатор, ингибитор коррозии «Сонкор».
Современные способы и приемы обезвоживания и обессоливания нефти отстаиванием в резервуарах или горизонтальных отстойниках, использование электрических полей различной конфигурации и напряженности, использование широкой гаммы реагентов-деэмульгаторов являются разновидностями процессов, направленных на получение продукции в соответствии с показателями качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 [1].
В настоящее время продолжается интенсивная работа по разработке новых марок реагентов-деэмульгаторов [2-5].
Значительные проблемы в процессе промысловой подготовки нефти возникают в слу-
чаях, когда на объект подготовки нефти поступает продукция различных типов, содержащих сероводород, ионы железа (II), нефти с повышенной вязкостью, с содержанием смол более 10% масс.
В этой связи представляло практический интерес проведение цикла лабораторных работ по оценке эффективности реагентов-деэмульгаторов по обезвоживанию нефти Южно-Суб-ботинского и Коммунаровского месторождений, как индивидуально, так и совместно ингибитором коррозии.
В качестве объектов исследования была нефть из скважин Коммунаровского месторож-
Таблица 1. Физико-химические характеристики нефти Южно-Субботинского и Коммунаровского месторождений
№ п/п Физико-химические характеристики нефти Ед. измер. Южно- Субботинское месторождение Коммунаровское месторождение
скв. 1914 скв. 230 скв. 231 скв. 232 скв. 243
1 Плотность нефти кг/м3 894 883 873 875 867
2 Содержание асфальтенов % мас 3,77 2,42 2,99 3,28 1,75
3 Содержание парафина % мас 5,63 0,79 3,65 4,18 2,74
4 Содержание смол % мас 10,27 2,91 5,59 5,92 5,08
5 Вязкость сСт 18,90 15,11 16,05 16,95 13,38
6 Фракционный состав: - X н.к. (начало кипения) оС 75,0 68,2 69,4 58,2 65,9
- выкипание до 100оС % 2,0 5,0 6,0 4,0 5,0
- - // - 120оС % 4,0 9,0 11,0 8,0 9,0
- - // - 140оС % 10,5 12,0 16,0 12,0 13,0
- - // - 150оС % 13,0 15,0 19,0 15,0 16,0
- - // - 160оС % 14,5 17,0 21,0 17,0 19,0
- - // - 180оС % 21,0 20,0 24,0 22,0 24,0
- - // - 200оС % 24,5 24,0 27,0 27.0 27,0
- - // - 220оС % 30,0 28,0 31,0 31,0 31,0
- - // - 240оС % 33,0 32,0 36,0 35,0 36,0
- - // - 260оС % 36,0 35,0 41,0 39,0 40,0
- - // - 280оС % 40,0 38,0 45,0 44,0 44,0
- - // - 300оС % 45,0 43,0 51,0 47,0 48,0
- остаток % 54,0 56,0 48,0 52,0 51,0
- потери % 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
дения (скв. №230, 231, 232, 243, 1356) и нефть скважин Южно-Субботинского месторождения (скв. 1907, 1914).
Физико-химические характеристики использованной в работе нефти приведены в таблице 1.
Эмульсию для проведения исследования отбирали из пробоотборных кранов на выкидных линиях скважин. В случае недостаточного количества воды в эмульсии готовилась модельная система с использованием минерализованной воды с необходимой плотностью и нефти конкретной скважины.
Эмульсию готовили в смесителе при 5000 об/мин в течение 30 мин. Исходное содержание воды в эмульсии определяли по методу Дина и Старка.
Динамику разрушения эмульсии наблюдали через 60 и 120 мин.
В качестве реагентов-деэмульгаторов использовали торговые продукты - ДИН-4, Рекод, Пральт-11.
Наибольший интерес вызывал реагент-деэмульгатор ДИН-4 в связи с его доступностью и более низкой ценой. Активная основа данного продукта представляет собой простые олигоэфиры на базе окисей этилена и пропилена молекулярной массы 3000-4000 у.е., а также продукты их дальнейшей переработки с введением в полимерную цепочку гетероатома азота.
Реагенты-деэмульгаторы вводили в водонефтяную эмульсию в виде 1% раствора в смеси метиловый спирт : толуол = 4 : 1.
В целях оценки совместного действия реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии в качестве последнего использовали продукт «Сонкор».
Эмульсии заливали в делительные воронки объемом по 150 см3, добавляли реагенты-деэмульгатары с удельным расходом 40-100 г/т нефти и ингибитор коррозии с удельным расходом 20-25 г/т нефти и устанавливали на водяную баню при температуре 30-35 оС. Через 60 и 120 минут отделившуюся из эмульсии воду сливали через нижнюю часть делительной воронки в приемный цилиндр. Значения фиксировали в таблицы.
Полученные экспериментальные данные приведены в таблицах 2-4.
С целью определения совместимости пластовых вод различных скважин и нефти были приготовлены смеси нефти скв. 1356, скв. 1907 и минерализованной воды скв. 230 с удельным весом 1176 кг/м3 с минерализацией 295, 53 г/л. Из данной смеси была приготовлена эмульсия. Далее в эмульсию был введен реагент-деэмульгатор и ингибитор коррозии.
Полученные данные приведены в таблице 4.
Из данных, приведенных в табл. 2-4, видно, что под действием испытанных реагентов-деэ-
Таблица 2. Динамика обезвоживания нефти в присутствии реагентов-деэмульгаторов и ингибитора коррозии «Сонкор»
№ п/п Реагент-деэмульгатор Ингибитор коррозии Объем отделившейся воды, мл через
марка расход, г/т расход, г/т марка 60 мин. 120 мин. всего
Скв. 231 Коммунаровского месторождения ( 48,0 % воды)
1 ДИН-4 40,0 Сонкор 20-25 24,0 7,0 31,0
2 Рекод 40,0 Сонкор 20-25 25,0 4,0 29,0
3 Пральт 40,0 Сонкор 20-25 23,0 6,0 29,0
4 ДИН-4 40,0 - - 23,0 6,5 29,5
5 Рекод 40,0 - - 24,0 3,5 27,5
6 Пральт 40,0 - - 22,0 5,5 27,5
7 ДИН-4 60,0 Сонкор 20-25 60,0 2,5 62,5
8 Рекод 60,0 Сонкор 20-25 62,0 0,5 62,5
9 Пральт 60,0 Сонкор 20-25 61,0 0,4 61,4
10 ДИН-4 60,0 - - 59,0 2,0 61,0
11 Рекод 60,0 - - 61,0 0,4 61,4
12 Пральт 60,0 - - 60,0 0,5 60,5
13 ДИН-4 100,0 Сонкор 20-25 66,5 3,2 69,7
14 Рекод 100,0 Сонкор 20-25 73,0 0,8 73,8
15 Пральт 100,0 Сонкор 20-25 73,0 0.8 73,8
16 ДИН-4 100,0 - - 66,0 2,9 68,9
17 Рекод 100,0 - - 72,5 0,9 73,4
18 Пральт 100,0 - - 73,0 1,0 74,0
Технические науки
Таблица 3. Динамика обезвоживания нефти в присутствии реагентов-деэмульгаторов и ингибитора коррозии «Сонкор»
№ п/п Реагент-деэмульгатор Ингибитор коррозии Объем отделившейся воды, мл через
марка расход, г/т расход, г/т марка 60 мин. 120 мин. всего
Скв. 232 Коммунаровского месторождения ( 40,0 % воды)
1 ДИН-4 40,0 Сонкор 20-25 18,0 2,0 20,0
2 Рекод 40,0 Сонкор 20-25 14.0 2,3 16,3
3 Пральт 40,0 Сонкор 20-25 19,0 2,2 21,0
4 ДИН-4 40,0 - - 10,0 3,4 13,4
5 Рекод 40,0 - - 9,0 5,0 14,0
6 Пральт 40,0 - - 12,0 4.0 16,0
7 ДИН-4 60,0 Сонкор 20-25 17,5 4,5 22,0
8 Рекод 60,0 Сонкор 20-25 25,0 4,3 29,3
9 Пральт 60,0 Сонкор 20-25 13,5 3,7 17,2
10 ДИН-4 60,0 - - 17,0 4,0 21,0
11 Рекод 60,0 - - 24,0 4,2 28,2
12 Пральт 60,0 - - 13,0 3,5 16,5
13 ДИН-4 100,0 Сонкор 20-25 23,0 5,0 28,0
14 Рекод 100,0 Сонкор 20-25 29,0 5,5 34,5
15 Пральт 100,0 Сонкор 20-25 18,0 4,5 22,5
16 ДИН-4 100,0 - - 22,5 4,8 27,3
17 Рекод 100,0 - - 28,5 6,0 24,5
18 Пральт 100,0 - - 17,5 5,0 22,5
Таблица 4. Динамика обезвоживания смеси нефти скв. 1356 Коммунаровского и нефти скв. 1907 Южно-Субботинского месторождений
№ п/п Реагент-деэмульгатор Объект добычи пластовой воды, (скв.) Ингибитор коррозии Объем отделившейся воды, мл через
марка расход, г/т расход, г/т марка 60 мин. 120 мин. всего
1 ДИН-4 60,0 232 Сонкор 20-25 0,0 20,0 20,0
2 ДИН-4 60,0 232 - - 0,0 19,0 19,0
3 ДИН-4 60,0 230 Сонкор 20-25 0,0 0,0 0,0
4 ДИН-4 60,0 230 - - 0,0 0,0 0,0
5 ДИН-4 60,0 1914 Сонкор 20-25 0,0 0,0 0,0
6 ДИН-4 60,0 1914 - - 0,0 0,0 0,0
7 ДИН-4 60,0 БЕ-1 Сонкор 20-25 0,0 0,0 0,0
8 ДИН-4 60,0 БЕ-1 - - 0,0 0,0 0,0
мульгаторов происходит разрушение водонефтяных эмульсий.
С увеличением удельного расхода реагента-деэмульгатора возрастает глубина обезвоживания эмульсии.
По эффективности ДИН-4 и Рекод обладают сходными свойствами, что расширяет сырьевую базу используемых реагентов при промысловой подготовке нефти на указанных месторождениях.
Совместное использование реагентов-деэмульгаторов с ингибитором коррозии Сонкор увеличивает глубину обезвоживания нефти. Данный факт согласуется с результатами работ Гарифуллина и др. [6] о возможности использования бинарных систем при обезвоживании нефти.
Выводы
1. Проведены лабораторные исследования по обезвоживанию нефти Южно-Субботинско-го и Коммунаровского месторождений с использованием в качестве реагентов-деэмульгаторов продуктов на основе олигоэфиров окисей этилена и пропилена.
2. Установлено, что при удельных расходах реагентов-деэмульгаторов 40-100 г/т нефти достигается качество нефти, предъявляемое к работе УПСВ и ДНС.
3. Отмечен факт усиления глубины обезвоживания нефти при совместном использовании реагентов-деэмульгаторв в сочетании с ингибитором коррозии «Сонкор».
4. Выявлен факт ухудшения глубины обез- месторождений. Данный факт потребует более
воживания нефти и совместной подготовки не- глубокой проработки данного вопроса с целью
фти Южно-Субботинского и Коммунаровского поиска эффективных решений.
__________________________ 27.01.2010
Список использованной литературы:
1. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические требования. - М.: Госстандарт России, 2002, ИПК изд-во стандартов, - 8 С.
2. Персиянцев М.Н., Загороднев С.М., Клейменов В.Ф., Самакаев Р.Х., Лужецкий В.П. Опыт притменения реагент-деэмульгатора «ДИН» на Савельевской УПСВ НГДУ «Бузулукнефть» // Геология и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений Оренбургской области. - Оренбург, Оренбургское книжное издательство, 1999, с. 259-262.
3. Мухамадиев А.А., Нотов С.В. Результаты опытно-промышленных испытаний деэмульгатора «Алкиокс-516» на объектах ОАО «Самотлорнефтегаз» // Журн. Нефтяное хозяйство, 2008, №5, с. 74-75.
4. Небогина Н.А., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Влияние содержания воды в нефти на формирование и реологические свойства водонефтяных эмульсий // Журн. Нефтяное хозяйство, 2008, №12, с. 90-92.
5. Лутфуллин М.Ф., Мухамадиев А.А., Агниев С.В., Юнусов А.И. Результаты применения деэмульгатора Decleave S-1251 на Малоичском месторождении ОАО «Северноенефтегаз» ТНК-ВР //Журн. Нефтяное хозяйство, 2005, №5, с. 94-96.
6. Гарифуллин Ф.С., Бадретдинов А.М., Фролов В.А. Комплексная технология подготовки нефти и воды с использованием реагентов бинарного действия // Журн. Нефтяное хозяйство, 2007, №4, с. 82-84.
Федотов Александр Сергеевич, кандидат технических наук, доцент кафедры химии Оренбургского государственного университета, 460018, Оренбург, пр-т, Победы 13, тел. (3532) 37-24-85,
E-mail - him@mail.osu.ru Федотова Нина Федоровна, ведущий инженер, ООО Межотраслевое научно-техническое предприятие газогидродинамических исследований пластов и скважин (МНТП «ГИПС»).
Оренбург, п. Росташи, пер. Надежды, д. 6
Fedotov A.S., Fedotova N.F
THE INFLUENCE OF DEMULSIFYING AGENTS ON DEHYDRATION OF WATER-OI EMULSIONS IN YUZHNO-SUB-BOTINSKIY AND KOMMUNAROWSKIY FIELDS The report provides the results of research into the causes for formation of water-oi emulsions and methods for their demolition by demulsifying agents at oil treatment plants and booster pump plants. It shows the effectiveness of Din-4 demulsifying agent with the presence of corrosion inhibitor ‘Concor’ and without it at the wells of Yuzhno-Subbotinskiy and Kommunarovskiy fields of Orenburg Oblast.
Key words: demulsifying agent, corrosion inhibitor ‘Concor’
Bibliography:
1. GOST R 51858 - 2002 Oil. General technical demands. - Moscou. : Russian State standart, 2002, IPK Publishment of standarts - 8 pages.
2.Persiayantsen M. N.,Zagorodnev S. M., Kleimyonov V. F.,Samakaev R.H., Luzhetskyi V.P. Chemical experiment of reagent - deamulgator “DIN “. on Savelskaya UPSV NGDU “Burulukoil”. - In good: Geologv and exploitanion of oil deposits of Orenburg region - Orenburg book publishshment, 1999, p 259 - 262
3. Muchmadiev A.A., Notov S. V. The results if industrial experiments of deamulgator “Alkios - 516” on objects OAO
“Samotlor oil gaz”.-Journ. Oil economv, 2008, №5, p. 74 - 75.
4. Nebogina N.A. Prozorova I.V. Iudina N.V. The influence of watercontent in oil on formation and reological property of
wateroil emulsions. Journ. Oil economy, 2008, №12, p. 90-92.
5. Lutfullin M. F., Muchamadiev A.A., Agniev S.V., Iunusov A.I. The results of application of deamulgator Decleave S-1251 on Maloik deposit OAO “North oil gaz” TNK-BP. Journ. Oil economy, 2005, №5, p. 94-96.
6. Garifullin F.S. Badretdinov A. M. Frolov V. A. Complex technology of oil and water preparation with reagent use of binary action. Journ. Oil economy, 2007,№4, p. 82-84.
