Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Литературный обзор. устойчивость и факторы, влияющие на деэмульсацию водонефтяных эмульсий 6
1.1. Причины образования и устойчивость водонефтяных эмульсий 6
1.2. Влияние технологических процессов на образование эмульсии 13
1.3. Степень дисперсности водонефтяных эмульсий 14
1.4. Влияния солевого состава на дисперсность эмульсий 18
1.5. Механизм разрушения водонефтяных эмульсий 22
1.6. Исследования реологических свойств эмульсии 28
ГЛАВА 2. Объекты и методы исследований 31
2.1. Объекты исследования 31
2.2. Методы исследования 33
2.2.1. Терм ический анализ НДС З 3
2.2.2. Определение эффективности деэмульгаторов водонефтяных эмульсий 37
2.2.3. Способ измерения влажности и газонасыщенности нефтей методом импульсного ЯМР 39
2.2.4. Методика подбора оптимального состава композиционного деэмульгатора конкретной водонефтяной эмульсии 39
2.2.5. Методика определения фракционного состава 42
2.2.6. Методика определения реологических характеристик 44
2.2.7. Методика определения структурно-группового состава нефти 45
2.2.8. Применение метода частотной диэлектрической спектроскопии для исследования свойств нефтяных систем в области высоких давлений 48
ГЛАВА 3. Исследование фазовых превращений компонентов высокопарафинистых нефтеи 50
3.1. Оценка физико-химических параметров Кумкольской нефти
при различных температурах и давлениях 50
3.2. Тепловые эффекты плавления твердых углеводородов высокопарафинистых нефтей 60
3.3. Определение группового состава твердых углеводородов высокопарафинистых нефтей 67
ГЛАВА 4. Деэмульсация вьгсокопарафинистых нефтей южно-торгайского прогиба 78
4.1. Подбор условий деэмульсации водонефтяных эмульсий нефтей Южно-Торгайского прогиба 78
4.2. Рациональное смешение нефтяного сырья как прием повышения эффективности деэмульсации 84
4.3. Влияние смешения деэмульгаторов разных марок на процесс деэмульсации нефтяного сырья месторождения Ащисай 91
4.4. Исследование температур выкипания воды в водонефтяных эмульсиях методом термического анализа 95
ГЛАВА 5. Лабораторные испытания композиций деэмульгаторов на узлах подготовки нефти терминала «Ай-дан-Мунай» 101
Выводы по
Литература 112
- Механизм разрушения водонефтяных эмульсий
- Методика подбора оптимального состава композиционного деэмульгатора конкретной водонефтяной эмульсии
- Тепловые эффекты плавления твердых углеводородов высокопарафинистых нефтей
- Рациональное смешение нефтяного сырья как прием повышения эффективности деэмульсации
Введение к работе
Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, обусловленные образованием водонефтяных эмульсий. Однако наибольший рост энерго- и металлоемкости, обусловленные с необходимостью разрушения стойких эмульсий, имеет место в системах подготовки нефти.
Технологические операции по подготовке нефти к транспортировке в настоящее время нереализуемы без процесса деэмульсации нефтей химическими реагентами.
Интенсификация процессов подготовки высокопарафинистых нефтей может быть достигнута на основе принципов физико-химической механики, регулированием дисперсности эмульсий в нефти и размером сложных структурных единиц в нефтяных дисперсных системах. Осложнения при обезвоживании и обессоливании таких нефтей, как правило, возникают при наличии различных видов примесей, которые должны быть удалены эффективными методами. -Важным аспектом в подготовке подобных нефтей является подбор оптимального соотношения при смешении нефтей, поступающих на первичную подготовку нефти.
Вопросы повышения эффективной промысловой подготовки аномальных нефтей, в частности, при смешении высокопарафинистых застывающих, высоковязких и маловязких жидкостей в системах сбора и подготовки нефти до настоящего времени являются недостаточно изученными.
Следовательно, исследование физико-химических и реологических свойств смесей высокопарафинистых и высокозастывающих нефтей, научный поиск методов воздействия на свойства смесей, имеющих аномальные физико-химические свойства, разработка новых технологий, обеспечивающих экономичность их подготовки, и технических средств для осуществления этих технологий являются первостепенной задачей.
Обсуждая перспективы развития промысловой подготовки нефти целесообразно отдельно рассмотреть параметры качества углеводородного сырья, поступающего на переработку. Повышение требований к качеству подготавливаемой нефти и обеспечению надежности работы оборудования на всех стадиях процесса подготовки и, особенно, на конечных его этапах обезвоживания и обессоливания, влечет за собой необходимость применения на промыслах типично заводских технологий и агрегатов.
В настоящее время на небольших месторождениях, которые по экономическим или иным соображениям не могут быть связаны между собой транспортными трубопроводами, используют комплексную систему подготовки жидких углеводородов. Поэтому условия подготовки жидких углеводородов непосредственно на промыслах могут быть приравнены к заводским, несмотря на то, что углеводородное сырье, поступающие на первичную подготовку, как правило, имеет нестабильные характеристики.
Целью настоящего исследования является развитие методики разделения водонефтяной эмульсии регулированием дисперсности, изучения поверхностных явлений в процессах стабилизации и разрушения устойчивых эмульсий и путей снижение затрат на промысловую подготовку нефти на месторождениях Южно-Торгайского прогиба.
Механизм разрушения водонефтяных эмульсий
Процесс дестабилизации нефти, то есть разрушение гидрофобной эмульсии воды в нефти, должен обязательно включать следующие стадии [57,58]: - разрушение «бронирующих оболочек» на глобулах пластовой воды или значительное снижение их прочности; - столкновение и слияние капель воды друг с другом или специально введенными гидрофильными поверхностями (коалесцирующие фильтры, промывочная вода), с одновременным увеличением размеров капель и снижением удельной поверхности;
- разделение эмульсии на образующие ее фазы с наименьшей поверхностью.
При этом качественные характеристики второй и третьей стадии, как показано в предыдущем разделе, определяются состоянием защитных слоев нефтяной эмульсии после первой стадии.
Разрушение «бронирующих оболочек» на глобулах пластовой воды, диспергированной в нефти, может быть достигнуто следующими способами: механическим, термическим (нагревом эмульсии), химическим (с использованием веществ специфического действия), а также под действием электрического ПОЛЯ.
При механическом воздействии (например, перемешивании) защитные оболочки частично разрушаются, однако их прочность быстро восстанавливается после прекращения процесса или достижения равновесия гидродинамической силы, действующей при турбулентном движении на капли эмульгированной воды и прочности защитных оболочек на их поверхности. Такие приемы только в редких случаях приводят к разрушению эмульсии, а на практике имеет место обратный эффект - устойчивость эмульсии увеличивается за счет повышения ее дисперсности [1, 57].
Влияние термических воздействий на процесс разрушения защитных слоев более многосторонне. Так, нагрев эмульсии позволяет [26,50]:
- снизить вязкость нефти, улучшив условия контакта при сближении капель;
- ускорить процесс осаждения капель пластовой воды;
- увеличить разницу в плотностях воды и нефти с таким же эффектом;
- снизить прочность «бронирующих оболочек» путем растворения или расплавления отдельных компонентом, входящих в их состав, а также ослабить молекулярные связи между ними в результате их растяжения при расширении капель воды; - улучшить условия для взаимного столкновения и коалесценции капель в связи с возникновением тепловых потоков.
Особенно эффективно «бронирующие оболочки» на поверхности глобул разрушаются при нагреве в эмульсиях, сформированных нефтью парафинового основания, так как в этом случае кристаллические парафины, стабилизирующие «бронирующие оболочки», переходят в жидкое состояние и поверхностная вязкость межфазных пленок резко снижается. Это наглядно иллюстрируют графики на рисунках 1.5, подтверждающие влияние повышения температуры на эффективность процесса обезвоживания нефти [26].
Таким образом, увеличение температуры водонефтяной смеси от 20 С до 50 С способствует сокращению времени отстоя, увеличению количества отделяемой воды и, соответственно, снижению количества остаточной воды в нефти. Для других видов эмульсий повышение температуры оказывает ограниченное воздействие.
Наиболее активно разрушение «бронирующих оболочек» происходит под действием поверхностно-активных веществ, которые являются высокоэффективными демульгаторами и вызывают изменение состава и свойств адсорбционных слоев на поверхности капель эмульсии. Демульгаторы нефтяных эмульсий в зависимости от своего строения и свойств подразделяются на три группы [26,60]:
- анионоактивные, диссоциирующие в водных растворах на ионы, причем углеводородный радикал входит в состав анионов (нейтрализованный черный контакт, сульфонатриевые и сульфоаммониевые к соли);
- катионоактивные, также диссоциирующие в водных растворах, причем углеводородный радикал входит в состав катионов (АНП-2, катапин-2 и др.);
- неионогенные, образующие в воде или в нефти молекулярные или коллоидные растворы (диссольван, сепарол, доуфакс, нефтенол-Д, СНПХ).
Большая часть демульгаторов, вырабатываемых в настоящее время, представляет собой высокомолекулярные соединения, образованные из полимерных цепей окисей этилена и пропилена, алкилфенолов, аминосоединений и каучу-коподобных материалов, которые содержат гидроксильные акцепторные группы. Каждый из этих полимеров синтезируют так, чтобы в него входили группы, обладающие гидрофильными свойствами [61,62].
Важнейшей стадией технологического процесса разрушения защитных оболочек на поверхности капель эмульгированной воды, как показали исследования [63], следует считать доставку демульгатора к каплям дисперсной фазы, то есть введение демульгатора в нефтяной поток и равномерное распределение его в объеме нефтяной фазы, для чего необходимо интенсивное диспергирование демульгатора.
Методика подбора оптимального состава композиционного деэмульгатора конкретной водонефтяной эмульсии
Подбор оптимального состава деэмульгатора при разрушении водонефтяной эмульсии осуществляется следующим образом. В качестве базовых компонентов выбираются три ПАВ, обладающие деэмульгирующими свойствами, разной структуры и полярности, с учетом возможных эффектов взаимодействия между ними.
Композиции, составленные из этих компонентов, имеют широкий диапазон физико-химических и коллоидно-химических свойств. Различие структурного строения и полярности компонентов активной основы деэмульгатора, а также взаимодействия между компонентами предопределяют широкую возможность «подстройки» состава к конкретному стабилизирующему слою водо-нефтяной эмульсии.
Подбор оптимального состава деэмульгатора заключается в реализации первичной («опорной») серии экспериментов с определенным образом изменяющимися соотношениями ПАВ; «Опорный» план эксперимента основан на разработанной теории и продиктован как видом области экспериментирования, так и поставленными целями.
Область экспериментирования в виде двухмерного симплекса определяется тем, что сумма массовых долей компонентов в композиции (х\+хг + хз) равна 1. Выбор плана эксперимента продиктован целями изучения возможных явлений синергизма в парных и тройных системах и нахождения оптимальной композиции ПАВ.
План эксперимента состоит из семи опытов, которые проводятся в углах симплекса - (1,0,0), (0,1,0), (0,0,1); серединах граней - (0,5;0,5;0), (0,5;0;0,5;), (0;0,5;0,5;)\ ив его центре - (0,33;0,33;0,33). План представлен семью опытами в табл.2.3. Восьмой опыт - контрольный - проводится без прибавления деэмульгатора, чтобы определить, разрушается ли водонефтяная эмульсия без реагента.
Математическая модель, которая может быть построена на основании результатов измерения выходной характеристики Y в каждом опыте, представлена уравнением:
Y = а/Х] +a2X2+ajX3+a]2X/X2+a/jX]X3+a23X2Xj+aI23XiX2X31 (2.5)
где X], х2, х3 - содержание компонентов в смеси в массовых долях,
а і, сі2,...аі2з - параметры, численные значения которых рассчитываются по определенным формулам на основании результатов измерений величины У в семи опытах. Таблица 2.3
Симплекс-решетчатый план для неполно-кубической модели.
В математической модели возможные явления синергизма между парными компонентами и тройными системами описываются двойными и тройными произведениями типа xpcj, xpcjX Выходная переменная Y - это любое свойство системы. Для исследования деэмульгирующего действия основной эксплуатационной характеристикой де-эмульгатора является деэмульгирующая активность (коэффициент деэмульса-ции).
Явный вид модели (2.5) с числовыми значениями параметров позволяет рассчитать максимально достижимое значение деэмульгирующеи активности (Ymax), и соответствующий ей состав, а также построить диаграмму «состав-свойство». Диаграмма изображается на двухмерном симплексе - равностороннем треугольнике, вершины которого соответствуют отдельным компонентам трех ПАВ (xj), (х2), (хз), каждая сторона - парным смесям, а точка внутри треугольника - смеси трех компонентов. Составы выражаются в весовых процентах. Каждой точке симплекса соответствует состав с суммой компонентов 100 мас.%. На диаграмме отображаются составы (области на двухмерном симплексе), обладающие наиболее интересными с практической точки зрения уровнями деэмульгирующей активности (Y YnoporJ. Ynopor.— это значение водоотделения, которое задается в каждом конкретном случае для расчета по модели (2.5).
Числовые значения параметров модели (2.5) и графическое изображение соответствующих областей при заданных значениях Упорог. получались с помощью программы SIMPLEX.
Программа разработана ЗАО "Химеко-ГАНГ" и предназначена для подбора оптимального компонентного состава активной основы деэмульгатора при разрушении конкретной водонефтяной эмульсии. Программа SIMPLEX разработана для области экспериментирования в виде двухмерного симплекса с целью автоматизации всех необходимых вычислений при построении модели и графического изображения диаграмм "состав-свойство". Программа выполнена на языке C++ Builder v.3.0 для среды Windows 97 или совместимой с ней и соответствует стандартам Microsoft. Архитектура программы - это многодокументный интерфейс, позволяющий одновременно работать с множеством документов. В каждом документе возможно построение любого количества диаграмм "состав — свойство".
Тепловые эффекты плавления твердых углеводородов высокопарафинистых нефтей
Основная трудность при анализе фазовых превращений природных углеводородных смесей заключается в определении констант фазового равновесия компонентов.
Выяснение физико-химической природы таких превращений важно для прогнозирования и своевременного предотвращения возможных осложнений, связанных с особенностями структурообразования и фазовыми изменениями в нефтяной системе, приводящими к образованию отложений твердых парафинов и смолисто-асфальтеновых веществ на поверхностях трубопроводов, а при извлечении нефтей из пласта - в поровых каналах нефтесодержащих пород [112].
В нефтяной системе возможны межмолекулярные взаимодействия различных типов. Их энергия и прочность связей зависят от природы взаимодействующих молекулярных фрагментов нефтяных компонентов. К таким фрагментам! относятся: полиароматические части молекул смол и асфальтенов, образующих прочные ассоциаты в результате взаимодействия парамагнитных частиц; полярные гетероатомные функциональные группы, образующие водородные связи; алкановые цепи растворенных в нефти парафинов, высокие молекулярные массы которых обуславливают образование твердых фаз при изменении температуры и давления.
Переход жидкости из состояния покоя в состояние стационарного течения сопровождается разрушением пространственной структуры и разрывом связей между ассоциатами. Состояние молекул нефтяной системы зависит от соотношения энергий межмолекулярного взаимодействия и теплового движения. По этой причине оказываются взаимосвязанными параметры энергии вязкого течения и ассоциативности (структурообразования) жидкости.
В парафинистых нефтях присутствуют значительные количества углеводородов нормального и разветвленного строения. Весьма значительна роль парафиновых структур - звеньев и в строении молекул высокомолекулярных углеводородов нефти, имеющих смешанную природу, а именно, парафино-циклопарафиновых, парафино-циклопарафино-ароматических и в меньшей степени парафино-ароматических и ароматически-парафиновых углеводородов. Высокомолекулярные парафины, в длинной цепи которых один или несколько атомов водорода замещены ароматическим ядром, встречаются в сырых нефтях реже, чем парафины, содержащие в качестве заместителей пента — и гекса-метиленовые кольца. Наиболее широко представлены в нефтях высокомолекулярные углеводороды, молекулы которых содержат одновременно структурные звенья всех основных классов углеводородов.
Формирование дисперсных структур в расплавах парафиновых углеводородов при понижении температуры является характерной особенностью твердеющей системы. В растворах же этот процесс возможен лишь при определенной концентрации выкристаллизовавшейся дисперсной фазы, достаточной для образования геля, а также в отсутствие разрушающего его связи перемешивания. При этом структурообразование парафинов при понижении температуры сопровождается полиморфными превращениями.
Смеси органических веществ, в том числе n-алканов, образуют обычно твердые растворы по типу замещения [113]. При понижении температуры расстояния между молекулами n-алканов уменьшаются, и силы межмолекулярного притяжения начинают превалировать над силами отталкивания. Притяжение обеспечивается за счет взаимодействия межу временными; электронно-протонными диполями атомов водорода соседних молекул, как наиболее близко расположенными друг к другу их частей. Чем длиннее цепи n-алканов, то есть чем больше число углеродных и водородных атомов их молекул, тем интенсивнее суммарная сила связей между ними.
Поэтому длинноцепочные углеводороды первыми из всех присутствующих n-алканов начинают формировать зародыш твердой фазы. Каждая группа n-алканов принимает в участие в зародышеобразовании и дальнейшем росте кристаллов твердого раствора в количестве, пропорциональном их содержанию в смеси. Исходя из этого П. А. Ребиндер с сотрудниками [114] предложили ги 62 потетические схемы упаковки молекул п-алканов в кристаллах бинарных и многокомпонентных смесей. Структура кристалла п-алкана представляет собой пространственную решетку определенной сингонии, в узлах которой размещаются его молекулы. В случае кристаллизации твердых растворов замещения каждый п-алкан распределяется между отдельными кристаллами, и чем больше его в смеси, тем более значительно он будет представлен в каждом из них. Кристаллическая решетка твердого раствора будет характеризоваться определенным чередованием одних молекул с другими в зависимости количественного их соотношения.
Способность парафиновых углеводородов к кристаллизации в различных растворах определяется, в основном, их растворимостью в них. А.П. Гришиным [115] была предложена теория растворимости п-алканов, учитывающая их кон-формационные превращения. Конформационные превращения, происходящие под влиянием теплового движения молекул с образованием переходящих друг в друга форм молекул, являются характерной особенностью длинноцепочных углеводородов. При этом каждая формация (определенное пространственное расположение атомов в молекуле) является поворотным изомером. Конформационные превращения у n-парафинов возникают во всех фазовых и агрегатных состояниях.
В высокопарафинистых нефтях процесс образования и формирования структуры в значительной мере зависит от содержания в них асфальто-смолистых веществ. Известно [116], что в нефтяных дисперсных системах ас-фальто-смолистые вещества находятся в коллоидном состоянии. При кристаллизации парафины служат центром зародышеобразования, что способствует получению более мелких кристаллов п-алканов, увеличению числа контактов дисперсной фазы ив результате повышению величины напряжения формирующейся структуры. Поэтому важным фактором, влияющим на проявление действия труднорастворимых асфальто-смолистых веществ, является температура. Увеличение температуры предварительного нагрева способствует растворению естественных ПАВ, и при следующем охлаждении происходит образо 63 вание более крупных кристаллов парафиновых углеводородов. При этом ас-фальто-смолистые ПАВ, адсорбируясь на них, уменьшают прочность контактов и препятствуют их срастанию в прочный гель, что понижает напряжение сдвига дисперсной структуры. Этот эффект используется при улучшении текучести парафинистых нефтей термообработкой.
Прочность геля парафина зависит от количества выкристаллизованной твердой фазы. В зависимости от количества парафина в растворах могут образовываться коагуляционная или коагуляционно-кристаллическая структура. Увеличение прочности геля парафина во времени объясняется заменой коагу-ляционного сцепления частиц дисперсной фазы кристаллическим сращиванием. Такие структуры характеризуются жестким характером разрушения [117, 118].
Энергии межмолекулярного взаимодействия и средней степени ассоциации жидкости возможно определять по вязкостным свойствам. На основе этих представлений изучались и нефтяные системы [119]. Для более глубокого понимания природы явлений структурообразования в нефтях важно выявить взаимосвязь теплоты активации вязкого течения с особенностями фракционного состава.
Рациональное смешение нефтяного сырья как прием повышения эффективности деэмульсации
Соотношение компонентов сырьевых смесей (двух или более нефтей, различных фракций и т.д.) обычно выбирают экспериментально. Такой выбор может быть трудоемким и технически сложным. В [123] предложен достаточно универсальный метод определения оптимального компонентного состава смесей на основе многократно экспериментально подтвержденной экстремальной (полиэкстремальной) зависимости физико-химических параметров смесей от соотношения в них компонентов или концентрации добавок, т. е. неаддитивности ряда свойств смесей нефтяных систем. Любой из обнаруженных экстремумов указывает на потенциально оптимальное состояние сырьевой смеси.
Для выявления таких «особых» точек используют легко определяемые параметры, например, температура началу или конца кипения, плавления или кристаллизации, вязкость, оптические или другие характеристики. Примечательно, что эти параметры прямо связаны со структурой нефтяных дисперсных систем на разных масштабах (макроскопическом, мезоскопическом и микроскопическом) взаимодействиями. Видимо, причину резких изменений свойств следует искать в физике таких явлений, как трансформация структур, разрыв и образование связей, переходные процессы и др.
Традиционные способы подготовки нефтяного сырья, (водонефтяных эмульсий) в промысловых условиях связаны с применением деэмульгаторов. Усилия исследователей в основном сосредоточены на разработке деэмульгаторов оптимального состава для конкретного объекта с определением эффективности их действия в лабораторных и промысловых условиях. Скрытые резервы повышения эффективности разрушения водонефтяных эмульсий могут быть выявлены путем применения принципа рационального смешения как компонентов деэмульгатора [ 124], так и исходного нефтяного сырья. Последний прием повышения эффективности деэмульсации сырых нефтей практически не используется. В данной работе рассматривается оптимизация подготовки нефтей на примере нефтей месторождений Арысь и Акшабулак. Эти высокопарафинистые нефти относятся к классу малосернистых и типу легких нефтей. Содержание пластовой воды в водонефтяных эмульсиях указанных месторождений варьировалось в пределах 3,2 - 16,0 % (мае).
Известно [1], что в формировании структуры адсорбционно-сольватного стабилизирующего слоя водонефтяных эмульсий участвуют как природные эмульгаторы, присутствующие в нефти, так и высокоплавкие парафины. Не обладая поверхностной активностью, кристаллики парафинов адсорбируются со стороны нефтяной фазы и упрочняют стабилизирующий слой. Физико-химические и технологические свойства многокомпонентных систем зависят от микроструктуры и химического состава, поэтому естественно было предположить различие в условиях эффективного разрушения стабилизирующего слоя водонефтяных эмульсий месторождений Арысь и Акшабулак, что подтверждается результатами деэмульсации как самих этих нефтей, так и их смеси.
Определение оптимального деэмульгирующего состава для нефтяного сырья проводилось по экспресс-методике [124]. Методика состоит из проведения деэмульсации согласно плану эксперимента, составления модели, автоматизированной математической обработки полученных результатов и графического анализа по диаграмме «состав-свойство».
В качестве компонентов композиционного деэмульгатора были выбраны ПАВ отечественного производства с преобладанием свойств диспергирования, пленкообразования, солюбилизации. Это представители блоксополимеров (I) и (II) на основе оксидов алкиленов разветвленной структуры с массовой долей компонентов соответственно (х/), ( х2) и линейной структуры (III) - (х3) с массовой долей. Различие структурного строения, ГЛБ, поверхностных и объемных свойств определяет широкий диапазон свойств деэмульгирующих композиций и возможность подстройки состава для наиболее эффективного разрушения стабилизирующего слоя исследуемых водонефтяных эмульсий. Деэмульсация проводилась методом термохимического отстоя при параметрах, приближенных к промысловым условиям: температуре - 50 С, времени отстоя - 2 часа, удельном расходе деэмульгатора - 50 г/т нефти. Зависимость коэффициентов деэмульсации от композиционного деэмульгирующего состава согласно плану эксперимента представлена в табл.4.2. В результате математической обработки экспериментальных данных получены диаграммы «состав-свойство», которые на двухмерном симплексе отражают состав наиболее эффективных деэмульгаторов. На рис.4.1 представлена диаграмма «состав-свойство» для нефтяного сырья месторождения Арысь. Полного разрушения водонефтяной эмульсии не обеспечил ни один из деэмульгирующих составов, а наибольшей эффективностью - коэффициент деэмульсации 92 % (об.) - обладает двухкомпонентный состав: 55% (мае.) разветвленного блоксополимера (I) и 45% (мае.) линейного блоксополимера (III). На рис.4.2 изображена диаграмма «состав-свойство» для нефтяного сырья месторождения Акшабулак. Максимальный коэффициент деэмульсации - 64 % (об.) - достигается при применении двухкомпонентного состава: 40% (мае.) разветвленного блоксополимера (I) и 60% (мае.) линейного блоксополимера (III).
Оказалось, что смесь водонефтяных эмульсий двух месторождений в соотношении 1:1 (об.) при тех же параметрах деэмульсации и тех же деэмульгирующих компонентах разрушается эффективнее, чем отдельные эмульсии (рис. 4.3). Коэффициент деэмульсации 100 % (об.) достигается при множестве двух-и трехкомпонентных составов, заключенных внутри области на диаграмме, примыкающей к грани ( я?) - (хз). Целесообразно применять как двухкомпо-нентные составы, включающие 70-50% (мае.) разветвленного блоксополимера (I) и 30-50% (мае.) линейного блоксополимера (III), так и трехкомпонентные составы путем добавления к указанным композициям до 35% (мае.) разветвленного блоксополимера (II).
В результате смешения разносортного нефтяного сырья происходит перераспределение компонентов, качественное изменение структуры и коллоидного состояния адсорбционно-сольватного стабилизирующего слоя смесевой водонефтяной эмульсии. Обнаруженный синергетический эффект взаимодействия нефтяного сырья месторождений Арысь и Акшабулак указывает на то, что при смешении происходит снижение прочности стабилизирующего слоя, которое приводит к увеличению коэффициента деэмульсации и улучшению обезвоживания и обессоливания смеси нефтяного сырья на терминале «Ай-дан-Мунай».
Похожие диссертации на Повышение эффективности деэмульсации высокопарафинистых нефтей месторождений Южно-Торгайского прогиба
