CC BY
31использовалась 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
повышают устойчивость водонефтяных эмульсий Джаркакского месторождения и, тем самым, создают комплекс минеральных веществ, участвующих в стабилизации бронирующих оболочек водяных глобул.
Не смотря на то, что хлористых солей в нефти месторождений Джаркак и Шурчи меньше (385 мг/л и 369 мг/л, соответственно), тем не менее, их обезвоживание и обессоливание сопровождается значительными отклонениями от норм, установленных в технологических регламентах [2].
Если учитывать, что при первичной подготовке и отправке на нефтеперерабатывающие заводы преимущественно смешивают нефти различных месторождений, то выяснится причина больших потерь ценного сырья и расходов на его переработку.
Безусловно, для промышленной переработки необходимо подбирать близкие по составу и своим физико-химическим показателям нефти, в частности, по содержанию минеральных солей.
Например, нефть Джаркакского и Шурчинского месторождений, у которых намного меньше содержания хлористых солей.
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.
При обессоливании водонефтяных эмульсий из них удаляют соли в виде водных растворов с размером капель от 1,6 до 250 мкм [1].
Причем нормы по соли на многих месторождениях нефти при их отгрузке сегодня превышают допустимые пределы. Это объясняется расположением месторождений в засоленных зонах и высокоминерализованностью пластовых вод, а также (в ряде случаев) дополнительным применением щелочных и других ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. Все это отрицательно отражается на разрушении устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей и на их качестве.
По видам содержащихся солей пластовые воды классифицируют [1] на: хлоркальциевые, состоящие из смеси №С1, М^СЬ, СаС12 растворов и щелочные, которые также подразделяются на хлориднощелочные и хлоридносульфатщелочные.
Анализ солей пластовых вод местных нефтей показывает, что они в основном содержат хлоркальциевые соли. Йодистых, бромистых солей щелочных и щелочноземельных металлов, сульфидов Бе, Са, а также солей W, ве и др. исчисляется сотыми, тысячными и еще меньшими долями процентов.
О минерализации пластовых вод преимущественно судят по содержанию ионов хлора в единице объема водонефтяных эмульсий с последующим пересчетом на эквивалент натриевых солей [3].
Так как соли переходят в сырую нефть с эмульгированной водой (или редко в кристаллической форме в очень незначительных количествах, в пределах 10-15 мг/л нефти), то при подготовке её к переработке содержание солей определяют в единице объема.
Литература
1. Рябов В. Д. Физико-химические методы исследования углеводородов и других компонентов нефти. М. ГАНГ, 2006. 315 с.
2. Адизов Б. 3. Разрушение высокоминерализованных эмульсий местных нефтей разработанными деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением. Дисс. канд. техн. наук. Ташкент, ИОНХ АН РУз, 2009. 126 с.
3. Адизов Б. 3., Абдурахимов С. А., Атауллаев Ф. Ш. Особенности составе и свойств местных водонефтяннх эмульсий // Узбекский журнал нефть и газа. Ташкент, 2008. № 2. С. 10-11.
