Содержание к диссертации
Введение
1. Теоретические основы процессов обезвоживания и обессоливания высоковязких нефтей, содержащих механические примеси 7
1.1 Образование и устойчивость водонефтяных эмульсий 7
1.2 Механизм разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий 11
1.3 Реологические и эмульсионные свойства нефтей 17
1.4 Поверхностно-активные свойства деэмульгаторов 21
1.5 Деэмульгаторы и способы разрушения водонефтяных эмульсий 30
2. Исследование физико-химических свойств нефтей 36
3. Разработка методик оценки смачивающей способности и моющего действия 46
3.1. Смачивающая способность ПАВ 46
3.2 Моющее действие ПАВ 51
4. Разработка реагентов-деэмулбгаторов для высоковязких нефтей 60
4.1 Реагенты-деэмульгаторы на основе продуктов конденсации карбамида и алкилфенола с формальдегидом 61
4.2 Реагенты-деэмульгаторы на основе гексаметилендиамина . 66
4.3.Реагенты-деэмульгаторы на основе синтетической жирной кислоты 76
5. Исследование эмульсионных и реологических свойств при обезвоживании иркутской нефти верхнечонского месторождения 79
5.1 Устойчивость эмульсий нефти Верхнечонского месторождения 79
5.2 Исследование поверхностно-активных свойств реагентов-деэмульгаторов для обезвоживания нефти Верхнечонского месторождения 80
5.3 Реологические свойства эмульсий нефти Верхнечонского месторождения 84
5.4 Деэмульсация нефти Верхнечонского месторождения... 87
6. Исследование эмульсионных и реологических свойств при обезвоживании якутской нефти иреляхского месторождения 91
6.1. Устойчивость эмульсий пластовой воды с Якутской нефтью Иреляхского месторождения 91
6.2 Оценка смачивающей способности и моющего действия реагентов-деэмульгаторов для обезвоживания Якутской нефти Иреляхского месторождения 92
6.3. Реологические свойства эмульсий Якутской нефти Иреляхского месторождения 93
6.4. Деэмульсация Якутской нефти Иреляхского месторождения 97
7. Исследования процессов разрушения нефтешламовой эмульсии 102
Выводы 125
Список использованных источников 126
Приложение 138
- Механизм разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий
- Реагенты-деэмульгаторы на основе гексаметилендиамина
- Исследование поверхностно-активных свойств реагентов-деэмульгаторов для обезвоживания нефти Верхнечонского месторождения
- Оценка смачивающей способности и моющего действия реагентов-деэмульгаторов для обезвоживания Якутской нефти Иреляхского месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы. Увеличение роста добычи тяжелых и высоковязких нефтей, способных к формированию стойких эмульсионных систем, требует совершенствования традиционных технологий подготовки углеводородного сырья к дальнейшей переработке. Осложнения при обезвоживании и обессоливании таких нефтей, как правило, возникают при наличии различных видов примесей, которые должны быть удалены самыми эффективными методами. Важным аспектом в подготовке подобных нефтей является разработка композиционных деэмульгаторов, так как известные реагенты малоэффективны при обезвоживании и обессоливании продукции нефтяных скважин, содержащей в большом количестве различные виды примесей.
Неудовлетворительное качество подготавливаемой нефти в условиях запроектированной технологии на многих промысловых объектах приводит к возникновению эмульсионных систем нефти вторичного происхождения - это промежуточные эмульсионные слои, ловушечные и амбарные нефти, нефтешламы и прочие отходы. В связи с этим разработка и изыскание наиболее эффективных деэмульгаторов с целью совершенствования технологии и интенсификации процессов обезвоживания и обессоливания реологически осложненных нефтей, способных к формированию устойчивых эмульсий, является весьма актуальной задачей, решение которой позволит вовлечь дополнительное количество нефти в товарные поставки и улучшить экологическую обстановку в нефтедобывающих регионах.
Цель работы - разработка физико-химических основ и новых методов изучения поверхностных явлений в процессах стабилизации и разрушения устойчивых эмульсий высоковязких и аномальных нефтей, содержащих повышенное количество механических примесей.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:
исследовать физико-химический состав, эмульсионные и реологические свойства устойчивых водонефтяных эмульсий;
изучить особенности структуры и строения бронирующих адсорбционных слоев на границе раздела фаз нефть-вода в устойчивых эмульсиях, стабилизированных природными эмульгаторами в совокупности с механическими примесями;
разработать новые методы оценки смачивающе-моющего действия деэмульгаторов с целью комплексного исследования поверхностно- активных свойств реагентов для обезвоживания нефтей;
исследовать процессы обезвоживания и обессоливания высоковязких нефтей с использованием известных в нефтепромысловой подготовке деэмульгаторов и новых ПАВ, ранее не находивших применения в данной отрасли, а также произвести сравнение их поверхностно-активных свойств и деэмульгирующей эффективности;
разработать новые ПАВ и изучить зависимость изменения их свойств от структуры и строения;
установить и обосновать функциональную роль смачивателей и моющих веществ в поверхностных явлениях при разрушении бронирующих оболочек на границе раздела фаз нефть-вода в эмульсионных и дисперсных системах;
исследовать взаимосвязь между деэмульгирующей эффективностью и смачивающе-моющим действием ПАВ, а на основе установленных закономерностей разработать новые способы термохимического разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий.
Научная новизна.
Микроскопическими исследованиями установлен механизм формирования, стабилизации и разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий в присутствии частиц механических примесей и показан, что данный механизм является процессом многостадийным в отличие от традиционных нефтей;
Впервые в области подготовки нефти разработаны методы оценки и количественного определения моющего действия ПАВ и научно обоснована роль этой функции в разрушении нефтяных дисперсных систем при совместном протекании явления смачивания в поверхностных и граничных слоях;
На основе исследований комплекса поверхностно-активных свойств ряда наиболее распространенных деэмульгаторов и ПАВ, используемых в различных областях промышленности, установлено, что для эффективного разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями, необходимо использовать композиционные смеси реагентов, один из которых должен проявлять смачивающе-моющее действие по отношению к дисперсным частицам.
Синтезированы и исследованы свойства новых реагентов и показана возможность использования их как в качестве деэмульгаторов, так и компонентов композиционных смесей при разрушении устойчивых эмульсий высоковязких нефтей с повышенным содержанием механических примесей.
Разработаны композиционные деэмульгаторы и новые способы для процессов обезвоживания и обессоливания высоковязких и аномальных нефтей.
Практическая ценность.
Разработанные способы оценки смачивающе-моющего действия ПАВ используются при проведении исследований комплекса поверхностно-активных свойств, необходимых для обоснования целесообразности использования и применимости тех или иных
деэмульгаторов для подготовки нефтей, имеющих особенности
физико-химических свойств и состава;
Рекомендации по испытанию и внедрению разработанного композиционного деэмульгатора "РЭНТ" с целью эффективного осуществления разрабатываемых технологий по обустройству промысловых объектов для подготовки нефтей Иреляхского месторождения Якутии и Верхнечонского месторождения Иркутской области используются на стадии предпроектной проработки технических решений;
Разработана техническая документация на производство опытно- промышленной партии 1 тонны композиционного деэмульгатора "РЭНТ" на АО "Казаньоргсинтез" с целью проведения промысловых испытаний в НГДУ "ТатРИТЭКнефть" АО "Татнефть" при обезвоживании и обессоливании высоковязкой нефти с повышенным содержанием механических примесей.
Материалы диссертации докладывались на Российских конференциях. По теме диссертации опубликовано 11 работ: 3 статьи, 7 тезисов докладов и патент на изобретение.
Диссертационная работа выполнена на кафедре Химической технологии переработки нефти и газа Казанского государственного технологического университета в соответствии с Координационным планом АН СССР "Создание научных основ и разработка новых высокоэффективных технологий в химии и нефтехимии" по программе "Создание нового поколения прогрессивных технологических процессов нефтехимии и нефтепереработки" (Нефтехимия. Приложение 3 к постановлению ГКНТ и Президиума АН СССР от 05.03.1988 7Ы62/51).
Механизм разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий
Проведенные авторами работы /59/ исследования позволили несколько расширить теоретические представления о механизме разрушения устойчивых нефтяных эмульсий. Мельчайшие частицы пород, сульфидов железа, нерастворимых солей в результате смачивания жидкостью и возникновения значительных сил поверхностного сцепления превращаются в центры коагуляции с образованием сначала нитей, перерастающих в пленки, что способствует образованию водонефтяной эмульсии высокой стойкости. При этом, под действием сил земной гравитации пленки, располагаясь в объеме водонефтяной эмульсии, принимают выгнутую форму. На их поверхности вместе с микрочастицами накапливаются не прореагировавшие ранее реагенты-деэмульгаторы. Они снижают прочность пленок и одновременно разрушают нефтяную оболочку на поверхности капель воды, находящихся в эмульсии нефти. При этом капли воды освобождаются из нефтяной оболочки и, контактируя с выгнутой пленкой, постепенно укрупняясь, стекают вниз до её впадины и после накопления прорывают её. Если капли воды стекают по наружной стороне пленки, то они, укрупнившись до критических размеров, срываются вниз до контакта с новой пленкой. При этом цепь пленок образует своего рода русла для транспортирования капель воды к границе водонефтяного контакта по криволинейной траектории. Микрочастицы с каплями воды также стекают по выгнутым пленкам, накапливаются в их впадинах, разрывают и по вновь образованным руслам продолжают двигаться к зоне раздела водной и нефтяной фаз. По мере осаждения, концентрация микрочастиц и удельная поверхность пленок возрастают. С достижением концентрации микрочастиц в пленках критической величины возросшие силы поверхностного сцепления замыкают пленки с формированием блоков, близких в идеальном случае к шарообразной форме. В зоне раздела фаз блоки образуют межфазный слой, имеющий плотную упаковку. С образованием межфазного слоя критической толщины начинается накапливание над ней четко видимого слоя водной фазы и процесс обезвоживания нефти резко ухудшается. Как показали визуальные наблюдения, жидкость по высоте отстойного резервуара в это время разделяется на 5 зон: обезвоженной нефти, обезвоживаемой нефти, накопление пластовой воды между обезвоживаемой нефтью и межфазным слоем, накопление межфазного слоя, дренажной водой. Из анализа описанного процесса предварительного обезвоживания высоковязкой нефти методом гравитационного отстаивания можно заметить, что он состоит из пяти процессов. В работе /60/ показано, что удаление природных стабилизаторов из нефти путем ультрацентрифугирования, осаждением низкокипящим парафиновым углеводородом или отбеливающими глинами, практически полностью предотвращает образование устойчивых эмульсий типа "вода в масле".
В технологии подготовки нефтяных эмульсий предусмотрено применение методов гидродинамического, электростатического и физико- химического воздействия в определенной последовательности и заданных режимах /61/. В основе всех этих методов лежит принцип, изложенный Ребиндером П.А и его школой /1,3/. Разрушить структурно-механический барьер, препятствующий уменьшению толщины пленки при сближении капель и, тем самым, предотвращающий процесс их коалесценции, можно только с введением в систему более поверхностно-активных веществ, чем коллоидные стабилизаторы /62/. Несмотря на многочисленные исследования, о механизме действия де- эмульгатора нет единого мнения. Так некоторые исследователи считают /63/, что эмульсия разрушается в результате контакта капли с раствором де- эмульгатора, содержащего глобулы диспергированной пластовой воды. Вытеснив с поверхности глобулы природные эмульгирующие вещества, де- эмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, не обладающий структурно-механической прочностью и препятствующий образованию новых пленок на границе раздела. Капли воды при столкновении сливаются в более крупные и образуют водную фазу /64/. Согласно гипотезе Неймана, разрушение эмульсии является коллоидно-физическим процессом, поэтому решающую роль играет не химическая структура деэмульгатора, а его коллоидные свойства. Деэмульгатор, адсор- бируясь на границе раздела, изменяет смачиваемость природных эмульгаторов и способность перевода их с границы раздела в объем нефтяной или водной фазы. Сопоставляя действие во до- и нефтерастворимых деэмульга- торов, Нейман пришел к заключению, что водорастворимый деэмульгатор, оставаясь в водной фазе, способствует хорошему обезвоживанию нефти, но содержание нефтепродуктов в ней может быть высоким, в то время как неф- терастворимый деэмульгатор остается в обеих фазах и предотвращает диспергирование нефти в воде. Вследствие массопередачи, молекулы воды быстрее коалесцируют во втором случае. Нейман показал /65/, что деэмульгатор после ввода в эмульсию разделяется на две части водо- и нефтерастворимую. Водорастворимая часть де- эмульгатора непосредственно контактирует с глобулой пластовой воды, деэмульгатор в результате диффузии переходит в защитный слой и замещает бронирующую пленку. Нефтерастворимая часть деэмульгатора, адсорбиру- ясь на границе раздела фаз, пептизирует бронирующие слои и вытесняет эмульгаторы с границы раздела фаз. Распределение деэмульгатора между нефтяной и водной фазами зависит от его природы (водо- и нефтерастворимый), состава нефти, минерализации воды, обводненности, интенсивности и времени перемешивания, температуры деэмульсации. Один и тот же деэмульгатор распределяется в во- донефтяном потоке различных месторождений по-разному, что связано с составом и свойствами природных ПАВ нефти. В процессе разрушения эмульсий происходит "связывание" деэмульгатора в разной степени природными ПАВ и механическими примесями, содержащимися как в нефти, так и в водной фазе. Переходу деэмульгатора в нефтяную фазу способствуют превышение температуры деэмульсации над температурой помутнения деэмульгатора и минерализация воды /66-67/. Некоторые исследователи /10/ считают, что при введении реагента- деэмульгатора в нефтяную эмульсию на границе раздела воды и нефти протекают следующие процессы: -инверсия (обращение) смачивания поверхности твердых частиц, входящих в состав защитных слоев, в результате чего частицы будут целиком смачиваться какой-либо одной фазой - нефтью или водой, и втягиваться полностью внутрь этой фазы;
Реагенты-деэмульгаторы на основе гексаметилендиамина
Проба высоковязкой угленосной нефти Ромашкинского месторождения, отобрана из скважины 30035 в НГДУ "Сулеевнефть". Нефть также как 6 и девонская является вязкой (У2О=85-10 м /с). ПО содержанию смолисто- асфальтеновых веществ данную нефть можно отнести к группе смолистых и парафинистых нефтей, так как содержание смол составляет 11,2% масс., а массовая доля парафина в нефти составляет 2,8% масс. Нефть является высокосернистой, т.к. содержание общей серы составляет 3,2% масс. Угленосная нефть Зюзеевского месторождения имеет достаточно высокую плотность и является высоковязкой, так как значение кинематиче 0 6 2 ской вязкости при 20 С равна 232,11 10" м/с. Далее рассмотрены нефти и их эмульсии, которые имеют явные аномальные состав, структуру и свойства. К аномальным нефтям следует отнести эмульсии ловушечных нефтей и нефтешламов. Основные физико- химические характеристики проб нефтешламов отобранных с разрывом в 3 месяца приведены в таблице 2.1. Ниже на рис.2.4 представлена эмульсионная система нефтешлама пробы №1, отобранного из пруда-накопителя ЗАО "Татойлгаз". Данная эмульсия является продуктом вторичного происхождения, т.е. отходом процессов промысловой подготовки на ступенях обезвоживания и обессоливания нефти. Природа возникновения нефтяного шлама непосредственно связана с формированием ловушечных продуктов. Кроме того, в состав нефтешламов могут попадать продукты зачистки резервуаров и трубопроводов, проливов нефтяной продукции и порывов технологического оборудования. Также это могут быть различные другие виды загрязнений, образующиеся в связи с нарушением нормального технологического режима работы системы сбора, транспорта и подготовки нефти. Микроскопические исследования показали, что нефтешламы являются полидисперсными высококонцентрированными водой и механическими примесями эмульсиями. А именно, как в объеме эмульгированных капель воды, так и на их поверхности диспергированы мельчайшие глобулы, создающие дополнительный структурно-механический барьер к протеканию процессов коалесценции и седиментации.
При этом для нефтешламовой Рис.2.4 Нефтешлам на НШУ№1 ЗАО "Татойлгаз" эмульсии наиболее характерен эффект флокуляции, т.е. слипания капель воды с последующей агрегацией нескольких десятков диспергированных глобул. На первый взгляд следовало бы ожидать, что эффект флокуляции должен больше способствовать снижению кинетической или седиментационной устойчивости (по закону Стокса), чем агрегативной. Однако разность плотностей водной и нефтяной фаз ничтожно мала, а вязкость дисперсионной среды чрезвычайно высока. Поэтому в виду отсутствия даже какой-либо скорости оседания дисперсной фазы кинетическая устойчивость нефтешла- мов оценивается несколькими месяцами существования. По этим же причинам, а также из-за образовавшегося мощного бронирующего слоя на каплях воды, который препятствует при их столкновении процессам слияния и укрупнения, агрегативная устойчивость этих эмульсионных систем очень близка к 100%. (см.табл.2.1). Пробы нефтяного шлама отобраны на выходе сырьевого насоса, установленного на плавающем понтоне у забора пруда-накопителя, в смеси с поступающими на установку относительно не застаревшими видами отходов нефтегазодобывающих управлений. Фракционный состав нефти, выделенных из нефтешламов проб№ 1 и №2, приведен в таблице 2.2. На установке предварительно обезвоженное сырье подвергается от- парке от воды в колонне, которая работает в режиме однократного испарения. При отпарке сырья сверху колонны отбираются пары азеотропной смеси воды с бензиновым конденсатом. Следовательно, в условиях переработки нестабильного по составу сырья будет нестабильным и верхний продукт - легкий бензиновый конденсат, отбираемый сверху отпарной колонны на установке переработке нефтешлама, используемый в качестве растворителя. Соответственно, периодически могут меняться реологические и эмульсионные свойства перерабатываемого сырья. С целью установления температурных пределов кипения верхнего продукта колонны из буферной емкости отобрана проба бензинового конденсата в смеси с отпаренной из нефти водой. Углеводородная фаза отделена от воды, в которой начало кипения бензинового конденсата, составило 42С, что не соответствует началу кипения нефти 69С, выделенной из неф- тешламового сырья.
Объяснить этот факт можно тем, что при эксплуатации установки в течение длительного времени (несколько месяцев) циркулирующий по всей технологической цепочке бензин формировался в условиях постоянно меняющегося компонентного состава сырья, в особенности, при смешении еще с «не застаревшими» нефтяными отходами, периодически поступающими с нефтепромысловых объектов для совместной переработки. Конец кипения бензиновой фракции составил что также не соответ ствует условиям работы отпарной колонны, в которой температура куба поддерживается приблизительно 130С. По всей видимости, связано это с тем, что в колонне отпаривается азеотропная смесь углеводородов с содержащейся в нефти остаточной водой, имеющая более низкую температуру кипения, чем отдельные компоненты, т.е. бензин и вода. Результаты исследования фракционного состава приведены в таблице 2.3. На основании произведенных микрофотосъемок следует, что механизм формирования устойчивых эмульсионных систем нефти в присутствии частиц механических примесей и коллоидно-дисперсных частиц смол, ас- фальтенов и парафинов является процессом многостадийным в отличие от обычных промысловых эмульсий. Так, в традиционных эмульсиях обычных нефтей (например, девонская нефть Ромашкинского месторождения) природные стабилизаторы, являющиеся по своей природе полярными веществами и находящиеся в состоянии близком к молекулярному растворению,
Исследование поверхностно-активных свойств реагентов-деэмульгаторов для обезвоживания нефти Верхнечонского месторождения
В данной работе использована смесь реагентов-деэмульгаторов - Реа- пона-4В и кубового остатка производства бутилцеллозольва, ранее упоминавшегося в разделе 4 как ВСМД, который обладает хорошей растворяющей способностью. Смесь реагентов была исследована в различных соотношениях. В программу исследований входило изучение таких поверхностно- активных свойств, как поверхностное натяжение, смачивающая способность и моющее действие. Поверхностное натяжение деэмульгаторов является одним из показателей ПАВ, участвующих в разрушении адсорбционных слоев и бронирующих оболочек на эмульгированных глобулах воды в нефти. В связи с этим первоначально исследовано данное свойство смесей реагентов Реапон-4В и ВСМД в виде 1%-ных водных растворов в различных соотношениях и при температуре 20С. Оценка поверхностного натяжения на границе раздела фаз ж/г проводилась сталогмометрическим методом /171/.Результаты исследований приведены в таблице 5.2 Деэмульгатор, применяемый для обработки эмульсионных нефтей, содержащих механические примеси, должен иметь ряд специфических свойств. А именно, способность адсорбироваться на поверхности минеральных частиц и изменять дифильную структуру их поверхности на монофиль- ную (гидрофобную или гидрофильную). В результате должны нарушиться контакты частиц с водной или углеводородной фазой эмульсии, а частицы, поверхность которых стала монофильной, перейти с границы раздела фаз в объем водной или углеводородной фазы, способствуя разрушению защитных слоев на поверхности капель эмульгированной воды.
В этой связи важным требованием к деэмульгаторам является их смачивающую и моющую способность. Для оценки смачивающей способности исследуемых реагентов по краевому углу в качестве исследуемой поверхности были использованы ас- фальто-смолистые вещества, выделенные из Иркутской нефти Верхнечон- ского месторождения. Смеси реагентов Реапон-4В: ВСМД использовались в виде 1%-ных водных растворов в различных соотношениях и при температуре 20С. Результаты исследований приведены в таблице 5.3. Из таблицы видно, что с увеличением концентрации ВСМД и уменьшением концентрации Реапона-4В краевой угол смачивания снижается и концентрационная зависимость носит убывающий линейный характер. Данный факт указывает на близкое сродство ВСМД с высокомолекулярными соединениями — природными эмульгаторами, и очевидно, связано это с его высокой растворяющей способностью. Для оценки моющей способности исследуемых растворов реагентов- деэмульгаторов в качестве веществ, отмываемых с поверхности частиц твердой фазы, использованы асфальто-смолистые вещества, выделенные из Иркутской нефти Верхнечонского месторождения. Моющая способность оценивалась при концентрации растворов ПАВ 100 мг/л и температуре 60С, что соответствует температуре деэмульсации на многих промысловых объектах. Асфальто-смолистые вещества искусственно были адсорбированы на поверхности частиц силикагеля. Методика определения моющей способности методом колориметрии приведена в разделе 3. Результаты относительного моющего действия смесей реагентов приведены в таблице 5.4. Из выше приведенных результатов видно, что с уменьшением концентрации ВСМД и увеличением концентрации Реапона-4В относительная моющая способность реагентов-деэмульгаторов уменьшается. Однако концентрационная зависимость от соотношения компонентов Реапон-4В: ВСМД имеет экстремальный характер. А именно, при соотношении 75:25 наблюдается максимальное значение моющего действия данной смеси реагентов. Следовательно, данное композиционное соотношение реагентов имеет явное отклонение от аддитивности, что указывает на синерге- тический эффект в совместном действии двух компонентов. Можно предположить, что при таком соотношении реагентов композиционная смесь будет проявлять неплохую смачивающую способность по отношению к природным эмульгаторам на границе раздела фаз в водонефтяной эмульсии и эффективно отмывать их с частиц механических примесей, переводя из коллоидно-дисперсного или ассоциативного состояния в состояние близкое к молекулярному растворению. Сравнивая и обобщая все проведенные исследования по оценке поверхностного натяжения, смачивающей и моющей способности можно сказать, что реагент, обладающий хорошей смачивающей способностью, не всегда может обладать высокой моющей способностью. Это обстоятельство позволяет сделать вывод о том, что придать ПАВ-реагенту или сконцентрировать в одном продукте целый комплекс поверхностно-активных свойств является очень сложной задачей. Несмотря на это, результаты представленные в этой части работы показывают, что наиболее оптимальным соотношением исследованных поверхностно-активных свойств является композиционная смесь, содержащая 75% Реапона-4В и ВСМД 25%, в последующем именуемая РЭНТ /172-173/. Таким образом, композиция реагентов, проявляющая наиболее оптимальные поверхностно-активные свойства, возможно, будет эффективна при разрушении водонефтяных эмульсий и улучшении реологических свойств нефти. 5.3 Реологические свойства эмульсий нефти Верхнечонского месторождения Нефти и нефтяные эмульсии являются неньютоновскими системами, что связано с их неоднородной структурой, зависящей от общего содержания воды, асфальто-смолйстых веществ и парафина, а также их соотношения. Поэтому они меняют свои реологические параметры в зависимости от скорости течения, температуры и давления. Следовательно, при выборе параметров технологических процессов необходимо представлять себе реальную реологическую модель системы (нефти, водонефтяной эмульсии, дисперсной системы и т.п.), чтобы выгодно использовать её особенности.
Для этого оцениваются основные реологические параметры жидкости (вязкость, напряжение сдвига) и вид их зависимости от скорости деформирования (течения). Реологические исследования проводились на приборе "Реотест 2". На данном приборе определялась зависимость между сдвигающим напряжением и скоростью сдвига. По измеренным данным вычислялось значение динамической вязкости 1, мПа-с по формуле (5.1) В ходе исследований рассчитывалась динамическая вязкость исходной искусственно приготовленной водонефтяной эмульсии обводненностью 30%, а также эмульсии в присутствии неионогенного деэмульгатора Реапон- 4В, ВСМД и композиционного реагента РЭНТ. Реологические исследования проводились при температурах от 10 до 30С, что соответствует наиболее распространенному интервалу температур нефти при внутритрубной деэмульсации в зимнее и летнее время. Удельный расход реагентов составил 50 и 75г/т. Результаты зависимостей изменения динамической вязкости от скорости сдвига представлены на рис.5.1 и 5.2. Из представленных зависимостей видно, что все водонефтяные смеси проявляют неньютоновский характер поведения жидкости в зависимости от прикладываемого сдвигающего напряжения. С увеличением расхода реагентов и температуры динамическая вязкость существенно снижается. Следует отметить, что для улучшения реологических свойств данной эмульсии наиболее эффективным явился реагент РЭНТ, который позволил снизить динамическую вязкость, например, при температуре 30С в диапазоне скоростей сдвига от 3 до 729 с"1 и расходе 75 г/т с 35,79 до 17,79 мПа-с/174/.
Оценка смачивающей способности и моющего действия реагентов-деэмульгаторов для обезвоживания Якутской нефти Иреляхского месторождения
Процесс обезвоживания нефти исследовался при разрушении устойчивых искусственно приготовленных водонефтяных эмульсий с обводненностью от 10 до 30% и температурах 20, 40 и 60С. Деэмульсация нефти осуществлялась с использованием широкого ряда наиболее распространенных и эффективных отечественных и импортных деэмульгаторов, а также с применением композиционного реагента РЭНТ. В приготовленную эмульсию реагенты дозировались с удельным расходом 50 г/т. Результаты деэмульсации Якутской нефти Иреляхского месторождения обводненностью 10% приведены в таблице 6.4. обезвоживание нефти происходит при действии импортного водорастворимого реагента дисолван 4411 и РЭНТ. Однако необходимая глубина обезвоживания (не более 0,5% воды в нефти) не достигается при использовании любых реагентов с удельным расходом 50 г/т при температуре ниже 60С. Динамика отстоя воды от нефти показывает, что при действии де- эмульгатора дисолван 4411 основное количество воды отделяется уже через 90 минут после введения реагента в эмульсию. Это говорит о том, что в отстойных аппаратах, где общепринятое время отстоя составляет около 2 часов, данный деэмульгатор в течение этого времени способен достаточно эффективно разрушить водонефтяную эмульсию до остаточного содержания воды в нефти не более 0,5%, что удовлетворяет требованиям технических условий ТУ 39-1623-93. При обводненности нефти Иреляхского месторождения 20% результаты деэмульсации оказались несколько хуже, чем при обезвоживании 10%- ной эмульсии. Этот факт очевиден на основании исследований агрегатив- ной устойчивости. Результаты деэмульсации 20%-ной эмульсии и динамика отстоя воды от нефти приведены в таблице 6.5, из которых видно, что необходимая глубина обезвоживания нефти достигается лишь при действии де- эмульгатора дисолван 4411 с удельным расходом 50 г/т и температуре 60С. При этом наиболее распространенные отечественные реагенты проявляют сравнительно низкую эффективность. Рассматривая результаты деэмульсации нефти с обводненностью 30%, которые приведены в таблице 6.6, необходимо отметить, что при температуре 20С практически все деэмульгаторы не способны разрушать эмульсию до остаточного содержания воды в нефти менее 10% при удельном расходе 50 г/т.
Вместе с тем при температуре 60С деэмульгаторы Реапон-4В, Дисолван 4411 и реагент РЭНТ показали хорошие результаты по обезвоживанию нефти. Об этом также свидетельствует динамика отстоя нефти от воды во времени, когда основная часть воды отделяется уже через 20-30 минут после введения реагентов в эмульсию. В данной работе также проведены анализы на остаточное содержание хлористых солей в обезвоженной нефти в опытах, где остаточное содержание воды составляло не более 0,5%. Исследования показали, что при содержании воды в нефти 0,2-0,5% количество солей составляет 110-185 мг/л. Пробы обезвоженной нефти после деэмульсации были использованы при исследовании процесса обессоливания, путем промывки пресной (водопроводной) водой в расчете 5% на нефть. При этом остаточное содержание солей в нефти составило 52-78 мг/л. Таким образом, проведенные исследования эмульсионных, реологических и деэмульсационных свойств Якутской нефти Иреляхского месторождения позволяют сделать вывод о том, что на нефтепромысловом объекте на установке подготовки нефти при обводненности продукции скважин около 30% следует использовать импортный, но вполне доступный деэмульгатор водорастворимого типа - Дисолван 4411, отечественный реагент - Реапон-4В, а также реагент РЭНТ. Для процесса обессоливания достаточно использовать пресную промывочную воду в объеме 5% в расчете на обрабатываемую нефть, чтобы остаточное содержание солей не превышало 100 мг/л. Динамика отстоя воды от нефти и деэмульгирующая эффективность реагентов (обводненность 20%) Учитывая, что в лабораторных условиях процесс деэмульсации нефти в нефтяных отстойниках осуществлялся практически в статических условиях, то следует ожидать лучшие результаты на нефтяных промыслах при возможном использовании представленных рекомендаций, где процессы обезвоживания и обессоливания нефти осуществляются в динамике с уче
