Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Литературный обзор 7
1.1 Водонефтяные эмульсии: причины образования, устойчивости. Стабилизаторы эмульсии
1.2 Химический способ разрушения водонефтяных эмульсий 20
1.3 Физические методы разрушения эмульсии
1.3.1 Внутритрубная деэмульсация
1.3.2 Обезвоживание водонефтяной эмульсии с помощью электрического поля 35
1.3.3. Акустическая обработка нефтяных эмульсий 36
1.3.4 Микроволновая обработка нефтяных эмульсий 40
1.4 Промежуточный слой. Причины его возникновения, состав, способы разрушения 42
1.5 Выводы 49
Глава 2. Экспериментальная часть 51
Глава 3. Обсуждение результатов 60
3.1 Обезвоживание нефтей с применением роторно-пульсационого акустического аппарата (РПАА)
3.2 Обессоливание нефтей с применением РПАА 96
3.3 Обезвоживание нефтей с использованием микроволновых технологий 102
3.4 Исследование реагентов-деэмульгаторов на склонность к образованию промежуточных слоев 119
Основные результаты и выводы 147
Список литературы
- Физические методы разрушения эмульсии
- Микроволновая обработка нефтяных эмульсий
- Обезвоживание нефтей с использованием микроволновых технологий
- Исследование реагентов-деэмульгаторов на склонность к образованию промежуточных слоев
Введение к работе
Актуальность проблемы:
В настоящее время разработка нефтяных месторождений характеризуется уве-іичением доли добычи тяжелых высоковязких нефтей. В подобных углеводородных истемах содержится повышенное количество тяжелых компонентов, асфальтосмо-истых веществ, механических примесей. Их присутствие существенно осложняет фоцессы подготовки нефти, особенно - процессы обезвоживания. Кроме того, при бработке высоковязких нефтей образуются, так называемые, промежуточные слои промслой), отличающиеся крайне высокой устойчивостью к разрушению. Эти слои пособны накапливаться в отстойной аппаратуре, что ставит под угрозу непрерыв-ость всего процесса подготовки нефти.
Промысловая подготовка тяжелых нефтей (обезвоживание, обессоливание) озможна с помощью традиционных методов - термических, химических - их комби-шрования, а также с использованием электрополя. Однако необходимая в таких слу-аях их интенсификация - увеличение температуры обработки нефти, введение в по-ок повышенных дозировок селективных реагентов-деэмульгаторов, повышение на-іряженности электрополя - приводит к существенному удорожанию себестоимости фоцесса подготовки нефти.
Прогрессивным направлением совершенствования технологии подготовки ефти является внедрение в процесс аппаратов, воздействующих на нефтеводную истему другими полями различной физической природы: акустическими, магнит-гыми, микроволновыми. Для каждого поля характерно свое специфическое воздейст-ие на составляющие такой системы, которое в ряде случаев позволяет достигнуть ысокой степени подготовки нефти там, где это было невозможно при использовании ермических и химических методов. Эффективное применение подобных технологий ебует обоснования метода подбора режима работы аппаратов в условиях конкрет-ого месторождения. В настоящее время своеобразным препятствием для широкого недрения подобных аппаратов является недостаточная изученность эффективности х воздействия на водонефтяные системы.
Согласно вышеизложенному, разработка технологии внедрения аппаратов, оздействующих на нефти полями различной физической природы, является акту-ьной для нефтедобывающей промышленности.
Цель работы:
Интенсификация процессов обезвоживания скважинной продукции в процесах внутрипромысловой подготовки нефти с применением физико-химических мето-ов для совершенствования существующей технологии.
Основные задачи исследований:
Анализ основных проблем подготовки тяжелых высоковязких нефтей.
Исследование влияния физических методов (роторно-пульсационный аку-тический и микроволновый аппараты) на подготовку нефти.
Изучение совместного воздействия на нефтяную эмульсию физических по-ей и реагентов-деэмульгаторов.
Исследование промежуточных слоев из отстойной аппаратуры установок подготовки нефти к возможности её деэмульсации.
Разработка технологии деэмульсации продукции скважин с использованием роторно-пульсационного акустического и микроволнового аппаратов.
Научная новизна работы:
1. Научно обосновано использование различных физических полей в процес
сах интенсификации деэмульгирования нефтяных эмульсий. В зависимости от её
стойкости, времени образования, применяемых химических реагентов эксперимен
тально показано:
Для естественно образующейся эмульсии, выходящей из скважины, наилучшую эффективность деэмульгирования показало применение роторно-пульсационного акустического аппарата в сочетании с неионогенными деэмульгато-рами.
Для более стойких эмульсий (тяжелых нефтей из карбонатных отложений) и эмульсий из, так называемых, промежуточных слоев эффективной является совместная обработка СВЧ-генератором, деэмульгатором и растворителем.
2. Научно обоснована гипотеза формирования промежуточного слоя в отстой
никах, объясняющая факт получения сверхстойкой эмульсии, образующейся в при
сутствии деэмульгаторов с разветвленной структурой.
Практическая ценность работы:
1. Разработаны и усовершенствованы технологии физико-химического воздейст
вия при деэмульгировании скважинной продукции в процессах внутрипромысловой под
готовки нефти:
Технология обезвоживания нефти, непосредственно сразу при подъеме её на поверхность с помощью РПАА и с добавлением химических реагентов-деэмульгаторов.
Технология эффективного деструктивного воздействия на промежуточные слои с использованием реагентов-деэмульгаторов, прямогонного бензина и микроволнового воздействия.
2. Разработана технологическая схема включения в систему сбора и промысловой
подготовки продукции скважин РПАА и СВЧ-генератора, позволяющая интенсифициро
вать процесс деэмульсации нефти с экономическим эффектом более одного миллиона
рублей в год с одной установки.
Апробация результатов исследований:
Результаты работы докладывались и обсуждались в VIII Республиканской школе студентов и аспирантов «Жить в XXI веке» (Казань, 2008 г.), на IV Всероссийской конференции «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2008 г.), на X Всероссийской научно-практической конференции аспирантов и студентов «Химия и химическая технология в XXI веке» (Томск, 2009 г.)
Публикации:
Основное содержание диссертационной работы отражено в 9 публикациях: 2-х патентах на изобретение, 3-х статьях в изданиях, рекомендованных ВАК, 4-х тезисах докладов.
Объем и структура диссертации:
Диссертация изложена на 163 страницах, включающих 26 таблиц, 62 рисунка, писок литературы из 133 наименований, и состоит из введения, трех глав, выводов и риложений.
Автор выражает глубокую признательность и благодарность доктору техниче-ких наук, профессору Хамидуллину Р.Ф., кандидату технических наук, доценту речухиной А.А., инженеру Фомину В.М.
Физические методы разрушения эмульсии
Парафин, содержащийся в нефти, является смесью индивидуальных углеводородов нормального строения с примесью некоторого количества изопарафинов. Общее количество алканов в нефтях составляет от 25-30% до 50-70% (об.) [21]. С утяжелением состава нефти их содержание уменьшается. Алканы в нефтяных системах находятся в молекулярном и ассоциированном состоянии. Вклад парафинового компонента в устойчивость эмульсии на порядок выше, чем смолисто-асфальтенового. Парафиновый компонент стабилизатора (микрокристаллы парафина) являются тем строительным материалом, который придает защитным оболочкам на каплях эмульгированной воды высокую сопротивляемость к их разрушению. Смолисто-асфальтеновый компонент является необходимой составной частью защитной оболочки, обеспечивая прочные контакты частиц парафинового компонента как между собой, так и с водной поверхностью капли. Для стабилизации нефтяных эмульсий при высоких температурах наиболее существенна роль асфальто-смолистых компонентов. В этом случае парафиновые составляющие нефти, находясь в растворенном состоянии, видимо, не будут играть важной роли в образовании нефтяных эмульсий, тогда как при низких температурах парафин будет играть, возможно, основную роль в стабилизации эмульсий [22, 23].
Важнейшим фактором, накладывающим отпечаток на структуры асфальтенов, смол, парафинов, а, следовательно, и на структурно-механическую прочность адсорбционной пленки на границе нефть-вода, являются возраст и глубина залегания нефти.
Различия в содержании компонентов в их структуре, в групповом составе наблюдаются как между нефтями из разных нефтеносных провинций, так и между нефтями из соседних районов, из разных пластов одного месторождения и даже из разных частей одной залежи. И все эти природные различия подчинены, хотя и не всегда явно, определенным закономерностям - геохимическим закономерностям размещения нефтей разного состава в недрах [24], а они, в основном, сводятся к зависимостям состава нефтей от геолого-геохимических условий их нахождения: возраста, глубины залегания.
Так, с увеличением возраста нефтенасыщенных пород снижается количество смолисто-асфальтеновых веществ, уменьшается их плотность и молекулярная масса. В молекуле асфальтенов снижается более чем в два раза содержание гетероатомов - серы, азота, кислорода. Изменение характеристик асфальтенов нефтей по разрезу прослеживается с трудом, и полученная информация представляется недостаточно надежной.
Содержание н-парафинов и количественные отношения их к разветвленным изомерам имеют тенденцию к росту с увеличением возраста нефти. Снижается содержание нафтенов, а следовательно (при отсутствии значительных изменений в содержании ароматических углеводородов), наблюдается общее снижение цикличности, увеличение содержания более простых w-парафинов за счет более сложных.
Зависимость некоторых свойств нефтей (плотности, содержания бензиновых фракций, твердых углеводородов, оптической активности) от возраста отложений следующая: от палеозоя через мезозой к кайнозою (т.е. при снижении возраста отложений) увеличиваются плотность и оптическая активность, уменьшаются выход бензинов и содержание твердых углеводородов. Еще в 50-х годах прошлого столетия при исследовании около 250 нефтей было обнаружено, что плотность нефти в 70% случаев понижается и в 12% увеличивается с глубиной залегания [21]. Такая зависимость свойств нефтей, отражающих их состав, от возраста выявляется лишь при учете очень большого числа нефтей.
С увеличением глубины залегания наблюдается та же тенденция, что и в случае увеличения возраста нефти: уменьшение плотности, увеличение содержания легких фракций, снижение цикличности углеводородного состава нефтей (отношения между нафтенами и парафинами), повышение содержания ароматических углеводородов в легких фракциях. Таким образом, для более старых «девонских» нефтей характерны: сравнительно низкая сернистость, относительно высокое содержание парафина, метановых углеводородов и светлых фракций, выкипающих до 300С; преобладание метановых углеводородов в групповом составе, после которых по содержанию следуют ароматические и затем нафтеновые. Содержание асфальтосмолистых веществ составляет до 4-5%. Удельный вес колеблется в пределах 0,800-0,920 г/см3. Для более молодых нефтей карбона -больший удельный вес, значительно большая сернистость (до 4-5%), в некоторых районах преимущественно метановый характер, иногда со значительным содержанием ароматических углеводородов. Отмечена изменчивость нефтей среднего карбона по территории. С утяжелением нефтей увеличивается их смолистость, содержание асфальтосмолистых веществ достигает 20 и более процентов.
Под зависимостью от возраста могут скрываться различные явления, например, эволюция органического мира, поставляющего «сырье» для нефтеобразования, процессы «созревания» или «старения» нефтей и т.п. Влияние глубин залегания может заключаться в действии температурного фактора, а также различий в условиях окисления.
Возраст нефти оказывает большое влияние на процесс ее подготовки. Тяжелые нефти карбона при перемешивании их с пластовой водой образуют наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии, разрушение которых требует повышенных экономических затрат: часто необходим монтаж дополнительного оборудования, повышенные температурные режимы; требуется дополнительное время отстоя водонефтяных эмульсий. Все это приводит к удорожанию себестоимости подготовки нефти на 30-40%.
Микроволновая обработка нефтяных эмульсий
После проведения термохимического обезвоживания, описанного в п. 2.1, и определения содержания остаточной воды в нефти определяли содержание остаточных солей. Содержание солей определяли в анализаторе концентрации солей в нефти АУМ 101М. Порядок работы с анализатором: 1 Подготовка измерений. Проверили работоспособность анализатора. В отсутствии пробы в первичном преобразователе (1111) и выключенной термокомпенсации (кнопка «t-комп.» нажата) показания должны быть от 0 до 4 мг/л.
Приготовили растворитель (смесь 75% этилового и н-бутилового спиртов с параксилолом) в количестве из расчета 95 мл на один анализ и промывку 1111 и его стакана. Приготовление растворителя состоит в следующем: 1) готовили 75%-ный раствор этилового спирта в воде. В цилиндр с притертой пробкой вместимостью 1000 мл наливали стаканом 800 мл 96%-го этилового спирта и приливали постепенно около 200 мл дистиллированной воды, помешивали смесь. Температура раствора должна быть (20±0,5)С. 2) отмеряли цилиндром 50 мл н-бутилового спирта, заливали его в стакан 1111. При этом на цифровых индикаторах должно установиться показание, соответствующее концентрации солей не более 2 мг/л; 3) в цилиндре с притертой пробкой смешивали отмеренные с помощью колб этиловый и н-бутиловый спирты, пара-ксилол в объемном соотношении 1:5:3 соответственно; 4) проверяли электропроводность 50 мл свежеприготовленного растворителя. При этом показание прибора должно соответствовать концентрации солей не более 10 мг/л. 2 Проведение измерений. 1) Пробу нефти тщательно перемешивали встряхиванием в течение 1 минуты. После этого пипеткой, отбирали 5 мл нефти и переводили в измерительный цилиндр. До метки 50 мл добавляли растворитель, частью его промывали пипетку. Содержимое цилиндра перемешивали встряхиванием в течение 5 мин и оставляли в покое на 1 минуту. 2) По истечении 1 мин содержимое измерительного цилиндра переливали в стакан 1111, который устанавливали в стойку ПП на подставку. После прекращения мигания цифрового табло считывали показания анализатора. 3) В случае необходимости приблизительной оценки концентрации солей в нефти большей 2000 мг/л отливали из цилиндра 25 мл и вновь доливали до отметки 50 мл растворителем. Полученную пробу перемешивали и производили измерение вышеупомянутым способом. Полученный результат умножали на 2, в результате чего получали ориентировочное значение концентрации солей в нефти.
Обработку нефти в РПАА проводили аналогично п. 2.2, с той разницей, что, помимо дозирования расчетного количества 1%-го раствора реагента, добавляли 10% масс, на обезвоженную нефть пресной воды.
Методика испытания нефтяных систем на деэмульгирующую способность с применением микроволновых технологий
Для проведения исследований была использована лабораторная установка, состоящая из микроволновой камеры, генератора СВЧ на магнетроне 2450 МГц и блока управления (рисунок 2.4).
Режим работы установки, который состоит из циклов, регулируется. Каждый цикл состоит из 30 секунд, из которых максимальная работа генератора - 15 секунд (90% режим). Оставшееся время работает вентилятор для охлаждения. Возможна и более кратковременная работа генератора: 3 секунды - 10% режим; 9 секунд - 30% режим; И секунд - 50% режим; 13 секунд - 70% режим. В зависимости от режима работы генератора изменяется температура нагрева нефтяной среды, которая повышается с увеличением длительности работы генератора.
В мерную стеклянную емкость заливали 150 мл исследуемого образца, дозировали реагент и эффективно перемешивали в течение 3 минут. Сосуд помещали в герметичную микроволновую камеру.
Устанавливали режим микроволновой обработки и время воздействия. После воздействия емкость вынимали из камеры, замеряли объем отделившейся воды.
Смачивающую способность определяли через скорость капиллярной пропитки специально приготовленной твердой фазы. В качестве исходной твердой фазы использовали кварцевый песок с диаметром частиц 0,3 - 1,0 мм, на который наносили асфальтены. Асфальтены для этой цели выделяли из асфальто-смоло-парафиноотложений нефтепромыслового оборудования в соответствии с известными методиками по разделению асфальтосмол и парафинов.
Твердую фазу с адсорбированными эмульгаторами готовили следующим образом. Кварцевый песок промывали, высушивали и просеивали через сита. Навеску асфальтенов растворяли в керосине с получением 2%-го раствора и в него погружали песок (100 г песка в 50 мл растворителя (керосина)). Процесс адсорбции проходит в течение 12-18 часов, после чего песок отделяли от раствора и просушивали. Соотношение керосина, природных эмульгаторов и песка подбирали таким образом, чтобы после обработки песок был сыпучим.
Скорость капиллярной пропитки определяли с помощью стеклянных градуированных трубочек (d=0,4 мм), наполненных до определенного уровня полученной той или другой твердой фазой. Уплотнение набивки осуществляли ручным встряхиванием в течение 20 минут. Для предотвращения высыпания на конце трубочек устанавливали колпачок из мелкой металлической сетки.
В стеклянные стаканчики на 100 мл (d=40 мм) наливали по 4 мл 1%-ных спиртовых растворов исследуемых индивидуальных или композиционных реагентов. Таким образом, в одном стаканчике определяли капиллярную пропитку твердой фазы необработанной природными эмульгаторами (гидрофильной), а в другом - твердой фазы с асфальтенами (гидрофобной). Одновременно проводили пару параллельных опытов. Смачивающую способность определяли в течение 9 минут - времени, необходимого для полной пропитки твердой фазы (определено в условиях эксперимента).
Обезвоживание нефтей с использованием микроволновых технологий
Нагрев промслоя №1 до температуры 80С при расходе реагентов 500 г/т (опыт № 4), показало, что за 60 минут отстоя в этих условиях в присутствии деэмульгатора Полинол, выделилось 14% воды, а в случаях использования реагентов Реапон и Рекод наблюдалось появление только следов воды. С увеличением дозировки реагентов до 1000 г/т (опыт №5) максимально возможное отделение воды составило 27%.
Далее проводили разрушение первого промежуточного слоя в присутствии горячей пластовой воды с температурой 80С в соотношении 1:1 к объему слоя (опыт № 6). Данный метод обработки промежуточных слоев рассмотрен в аналитическом обзоре. В этом случае в присутствии реагента Полинол (500 г/т) максимальное отделение воды составило 57%. При использовании реагентов Рекод 752А или Реапон 4В выделилось не более 29% воды, однако определение остаточной воды в верхних слоях обработанной Рекодом нефтяной системы после суточного отстоя показало ее отсутствие. То есть при длительном отстое вода сосредоточилась в нижних слоях.
В опыте №7 проводили обезвоживание промежуточного слоя с помощью смеси реагента МКН-40 (3000 г/т) и щелочного электролита (500 г/т). Данная методика обезвоживания стойких эмульсий предложена фирмой «Альфа-сервис». Предполагается, что щелочной электролит компании «Альфа-сервис» способствует вымыванию различных механических примесей, стабилизаторов промежуточного слоя, в том числе и вымыванию сульфида железа (FeS). Через час отстоя отделилось 29% воды, через сутки -43%. Необходимо отметить, что в осадок выпали хлопья черного цвета, предположительно механические примеси и сульфид железа. Однако в верхних слоях эмульсии содержание остаточной вода составило около 12%, в нижних слоях - 14%, то есть данная смесь способствует удалению механических примесей, но недостаточно эффективна для отделения воды. При замене реагента МКН-40 на реагент Полинол со значительным уменьшением дозировки до 500 г/т (опыт №7) процесс отделения воды протекает более динамично и полно. За сутки отстаивания выделилось 57% воды, причем было доказано ее отсутствие в верхних слоях, а в нижних слоях ее содержание составило 26%. Это свидетельствует о частичном разрушении промежуточного слоя и выделении сверху обезвоженной нефтяной фазы.
Далее проводили обезвоживание промежуточного слоя методом, предложенным Троновым В.П. [50]. Как указано в аналитическом обзоре, по данной методике для понижения вязкости системы в неё вводится растворитель - нестабильный бензин в количестве 6% масс, на обрабатываемую систему.
При введении бензина в промслой значительно увеличивается количество выделившейся безводной нефти (опыт №8). Так, совместное действие реагента Полинол (500 г/т) и добавки бензина через час отстаивания выделяет 43%о воды и количество обезвоженной нефти составляет 68% от исходного объема промежуточного слоя. При применении реагентов Рекод 752А и Реапон 4В с той же дозировкой при отстое появляются только следы воды и количество обезвоженной нефти составляет не более 30%) от объема промслоя.
Уменьшение дозировки реагентов до 300 г/т по той же методике обработки промежуточного слоя (опыт № 9) резко ухудшило отделение воды (следы), но некоторое количество безводной нефти все же отделилось: при применении Полинола её выделилось в количестве 70%) от объема промслоя, при применении Рекода 752А и Реапона 4В - не более 20%о масс.
Обработка промежуточного слоя №1 микроволнами позволила усилить процесс деэмульгирования (опыт № 10). Так, микроволновое воздействие в течение 5 минут при 30% режиме в присутствии реагента Полинол (300 г/т) и растворителя позволило через 15 минут выделить 48%о воды, а через сутки -86%. В итоге, мы смогли получить 65% нефти от общей массы слоя с содержанием воды до 0,26%) масс. Малая часть нефти остается в концентрированном промежуточном слое, где содержание воды повышается до 63% и выход этого слоя составляет 5% на исходное количество промслоя.
Замена Полинола на Реапон 4В (500 г/т) при прочих равных условиях отделяет через 30 минут отстоя 80% имеющейся в слое воды (опыт №11). В нефтяной фазе сосредотачивается до 62% сухой нефти, считая на исходный промежуточный слой. Количество промежуточного слоя уменьшается до 10%.
На гистограмме (рисунок 3.28) сведены общие результаты разрушения промслоя №1 различными методами и различными реагентами. Видно, что при введении в систему реагента Полинол (500 г/т) выделения сухой нефти не происходит. Отделение воды незначительно - 14% от общей воды в нефти. При дополнительном введении в промел ой небольшого объема бензина выделяется 70% сухой нефти, а оставшиеся 30% приходятся целиком на промежуточный слой. Выделения воды не происходит: она перераспределяется, образуя обводненный и безводный нефтяные слои. При обработке нефтяной системы, содержащей Реапон 4В (500 г/т) и растворитель, в микроволновой камере из промслоя выделяется 28% воды и 62% сухой нефти. Количество промежуточного слоя при этом уменьшается до 10%. Наибольший эффект достигается при использовании микроволн, реагента Полинол (300 г/т) и добавки бензина: количество сухой нефти достигает 65%, а количество промежуточного слоя уменьшается до 5%.
Далее проводили исследование на более устойчивом промежуточном слое, образованном из нефти карбонового горизонта (промслой № 2).
Деэмульгирование этой системы с применением различных реагентов и введение 6% нестабильного бензина позволяет получить слой безводной нефти (опыты 12, 13). Так, при термохимической обработке реагентом Полинол (500 г/т) и растворителем отделения воды не наблюдалось, но, по результатам определения остаточной воды по слоям, можно сказать, что выделилось 70% сухой нефти. То есть произошло перераспределение дисперсной фазы и количество промежуточного слоя уменьшилось до 30%, а содержание воды в нём увеличилось до 29% масс.
Исследование реагентов-деэмульгаторов на склонность к образованию промежуточных слоев
Сравнение фенольных индексов испытуемых реагентов (табл. 3.15) с их склонностью к образованию промежуточных слоев показало, что более гидрофобные реагенты (Полинол) не дают объемных промежуточных слоев. И наоборот, реагенты марки Лапрол со значительно большим фенольным индексом, т.е. с большей гидрофильностью, образуют устойчивые промежуточные слои.
Был проанализирован углеводородный состав промежуточного и верхнего слоев нефти при применении реагента Лапрол 6003-18. Из углеводородного состава осаждением петролейным эфиром выделили асфальтены, а затем элюэнтной колоночной хроматографией мальтеновую часть разделили на углеводороды, бензольные и спирто-бензольные смолы. В количественном отношении (в % мае.) содержание асфальтенов в верхних и промежуточных слоях одинаково, а основное отличие промежуточных слоев от верхних нефтяных заключается в пониженном содержании бензольных смол и в повышенном - спирто-бензольных (рисунок 3.39). 67.4 61.4 50
Спирто-бензольные смолы, как известно, являются наиболее полярными компонентами смолисто-асфальтеновых соединений, поэтому не исключено, что определенная роль в возникновении и стабилизации промежуточных слоев принадлежит именно спирто-бензольным смолам. Возможно предположить и некоторое синергетическое действие подобных смол и реагентов-деэмульгаторов, приводящее к образованию промслоев.
Реагенты-деэмульгаторы, применяемые на промыслах, являются блоксополимерами и имеют различное строение. Строение их зависит от стартового вещества, к которому присоединяются оксиды алкилена, или от структуры алкилфенолформальдегидных смол - как гидрофобной составляющей неионогенных ПАВ. Для изучения влияния структуры реагентов на их склонность к образованию промежуточного слоя были проведены следующие исследования, в которых использовались деэмульгаторы различной структуры.
Прямоцепочный блоксополимер Реапон-4В получают при использовании в качестве стартового вещества многоатомные спирты. Симметрично разветвленный блоксополимер Дипроксамин-157 получают при использовании в качестве стартового вещества этилендиамина. Несимметрично разветвленный Лапрол 6003 -18 получают, если в качестве стартового вещества используют глицерин. У реагента Полинол-53 гидрофобной частью является алкилфенолформальдегидная смола и реагент содержит несколько полиэтиленгликолевых цепей (гидрофильная часть), количество которых зависит от степени конденсации алкилфенолформальдегидной смолы. Структурные формулы исследуемых реагентов представлены в таблице 3.20.
. Сравнительные результаты обезвоживания нефти приведены в таблице 3.21 Как видно из таблицы, реагенты, имеющие разветвленную структуру (Дипроксамин-157 и Лапрол 6003-18) дают промежуточный слой с большим содержанием воды - 3,6 и 3,01%, соответственно. Реапон-4В, имеющий прямоцепочную структуру, практически не образует промежуточного слоя 130 содержание воды в нем составляет 0,86%. Наиболее эффективен Полинол-53 - вода отсутствует практически во всем объеме обезвоженной нефти. Результаты эксперимента подтверждаются микрофотосъемками. На рисунках 3.40-3.43 представлены фотографии промежуточных слоев в 40-кратном увеличении.
Таким образом, из всех исследованных деэмульгаторов промежуточный слой, видимо, склонен образовывать реагент, имеющий нессиметрично разветвленную структуру.
Нами дополнительно был испытан реагент, получаемый на основе Лапрола - Рекод-738. Его анализ проводили на эмульсии №9 при расходе 100 г/т. В промежуточном слое обнаружено большое содержание воды - 10,5%; микрофотография его представлена на рисунке 3.44 (40-кратное увеличение).
Как видно, образуется множественная эмульсия с большим содержанием воды и с еще большим содержанием, чем при использовании Лапрола, природных стабилизаторов нефти. В настоящее время этот реагент на промыслах не применяется, и, возможно, одной из причин этого является большой объем устойчивых промежуточных слоев в отстойной аппаратуре, которые он образует.
С целью устранения такого недостатка реагента Лапрол 6003-18 как образование промежуточного слоя были проведены исследования композиционных составов на основе этого реагента.
Композиции были получены с применением 4 импортных присадок. Количество присадки в каждой композиции составляло 20% (в среднем, на практике объем присадок к реагентам составляет Ю-20%): композиция №1 - Лапрол 6003-18 + присадка №1 (9909, Китай); композиция №2 - Лапрол 6003-18 + присадка №2 (ХТ-420, Канада); композиция №3 - Лапрол 6003-18 + присадка №3 (LML); композиция №4 - Лапрол 6003-18 + присадка №4 (5S-15, Канада). Полученные смеси испытывали в процессе обезвоживания и сравнивали эффективность каждой композиции с действием самого Лапрола 6003-18.
