Библиографическое описание:

Очилов А. А. Разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей деэмульгаторами серии Д // Молодой ученый. — 2015. — №8. — С. 283-286.

В настоящее время на большинстве месторождений нефти Узбекистана наблюдается образование устойчивых водонефтяных эмульсий, для разрушения которых требуются большие материальные и временные затраты. К последним относятся дорогостоящие деэмульгаторы, завозимые по импорту из-за рубежа. Так, например, дорогостоящие деэмульгатор К-1, производимые в КНР расходуется в значительных количествах и отрицательно сказьтвается на себестоимости получаемых нефтей.

С целью импортозамещения в работе (1) были предложены технологии синтезе деэмульгаторов серии-Д, получаемые из местных сырых жирных кислот хлопкового госсипола. Нами, используя данные демульгаторы проведены исследования по разрушению устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей деэульгаторами серии-Д (1.2.) линолево-олеиновой фракции сырых жирных кислот хлопкового госипола. Д-2 был получен сульфированием метилового эфира линолево-олеиновой фракции сырых жирных кислот хлопкового госсипола.

Деэмульгирование устойчивых эмульсий местных нефтей на известном К-1 (КНР) и синтезированных (1). При этом анализм полученных нефтей осуществляем стандартными методами (3).

На практике подбор деэмульгаторов для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий осуществляется опытным способом с целью определения оптимальных технологических режимов (температура, скорость перемешивания, расход деэмульгатора и т. п.) осуществления данного процесса.

Причем, чем сложнее состав устойчивой водонефтяной эмульсии, тем труднее осуществить его разрушение, даже при высоком избытке применяемого деэмульгатора.

Ранее (4) уже отмечалась многокомпонентность состава и содержание компонентов в местных нефтях, образующих устойчивых водонефтяные эмульсии из-за присутствия в них большого количества смол, асфальтенов, парафина, солей и др.

Оценка эффективности процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий производилась при температуре 60°С с фиксацией времени отстоя () и степени их обезвоживания (%).

В табл. 1. представлены результаты опытов, полученных при разрушении устойчивых водонефтяных эмульсий месторождений Джаркургана, Шурчи и Джаркака.

Из табл. 1. видно, что синтезированные деэмульгаторы Д-1, Д-2, Д-3 являются более активными в сравнении с известным К-1 (КНР).

Синтезированные деэмульгаторы: Д-1 — оксиэтилированный эфир линолево-олеиновой фракции СЖК действует на 10–15 %; Д-2 — сульфированный эфир линолево- олеиновой фракции СЖК- на 15–20 %; Д-3-фосфати-рованный эфир линелово-олеиновой фракции СЖК- на 20–25 % более эффективнее, чем используемый в практике деэмульгатор К-1 (КНР).

Таблица 1

Показатели процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей известным К-1 (КНР) и синтезированными деэмульгаторами Д-1, Д-2 и Д-3

Наименование месторождения эмульсии

Расход деэмульгатора, %

Время отстоя эмульсии, ч

Степень обезвоживания эмульсии, %

Деэмульгатор К- 1 (контроль)

Джаркурган

0,010

6,5

32,1

 

0,015

6,0

38,4

 

0,020

5,7

49,3

Шурчи

0,010

5,3

38,7

 

0,015

4,9

52,0

 

0,020

4,1

77,1

Джаркак

0,010

5,5

36,1

 

0,015

5,0

51,5

 

0,020

4,0

76,2

Деэмульгатор Д- 1

Джаркурган

0,010

6,4

34,2

 

0,015

5,8

40,5

 

0,020

5,6

51,7

Шурчи

0,010

5,1

40,5

 

0,015

4,8

53,9

 

0,020

5,6

79,2

Джаркак

0,010

5,4

38,0

 

0,015

5,0

52,4

 

0,020

4,0

77,8

Деэмульгатор Д-2

Джаркурган

0,010

Г 6,5

33,5

 

0,015

5,9

42,3

 

0,020

5,5

52,0

Шурчи

0,010

5,2

42,3

 

0,015

4,9

55,8

 

0,020

4,0

82,0

Джаркак

0,010

5,5

41,1

 

0,015

5,1

54,8

 

0,020

4,1

79,7

Деэмульгатор Д-3

Джаркурган

0,010

6,3

38,4

 

0,015

6,0

42,7

 

0,020

5,4

53,5

Шурчи

0,010

5,3

42,9

 

0,015

5,0

55,2

 

0,020

4,0

82,6

Джаркак

0,010

5,3

41,0

 

0,015

5,0

55,2

 

0,020

4,0

81,4

 

Известно, ВТО повышение температуры обычно положительно влияет на деэмульгирующую способность деэмульгаторов, поэтому нами проведено исследование зависимости эффективности действия разработанных деэмульгаторов от температуры. Опыты проводили с деэмульгаторами Д — 1 и Д — 3 при их расходе в 0,01 % от общего веса разрушаемых эмульсий. Полученные результаты представлены в табл. 2.

Таблица 2

Влияние деэмульгаторов на время отстоя (час) водонефтяных эмульсий в зависимости от температуры

Температура, °С

Месторождение

Джаркурган

Шурчи

Джаркак

Деэмульгатор К-1

20

40

60

80

15,0

14,5

13,5

12,0

12,0

9,0

6,5

6,0

11,5

8,5

6,0

5,5

Деэмульгатор Д-1

20

14,5

11,5

11,0

40

13,5

8,5

8,0

60

13,0

6,0

5,5

80

11,0

5,5

5,0

Деэмульгатор Д-2

20

14,0

11,0

10,5

40

13,5

8,0

7,5

60

12,5

5,5

5,0

80

10,0

5,0

4,5

Деэмульгатор Д-3

20

13,0

10,5

10,0

40

12,5

7,5

7,0

60

12,0

5,0

4,5

80

9,5

4,5

4,0

 

Из табл.2. видно, что с повышением температуры от 20 до 80 0С всех образцов эмульсий в среднем время отстоя уменьшается на 3,0–3,5 часа.

Причем, наименьшее время отстоя для их разрушения достигается при воздействии деэмульгатором Д-3. По сравнению с известным деэмульгатором К-1, (КНР) деэмульгатор Д-1 позволяет сократит время отстоя эмульсий на 0,5 часа, Д-2 — на 1,0 час и Д — 3 — на 1,5 часа.

В производственных условиях прогрев устойчивых водонефтяных эмульсий сопряжен со значительными энергетическими и материальными затратами. Поэтому, чаще ограничиваются нагревом эмульсий до 60 °С.

Остаточное содержание воды в нефтях после разрушения устойчивых водо-нефтяных эмульсий месторождений Джаркурган, Шурчи и Джаркак служит одним из важным показателей успеха процесса деэмульгирования нефтей реагентами.

В связи с этим, проведена серия опытов по разрушению устойчивых водонефтяных эмульсий при температуре 60 °С в присутствии различного количества исследуемых деэмульгаторов. Полученные результаты представлены в табл.З.

Таблица 3

Содержание остаточной воды (%) в местных нефтях после их демульгирования различными деэмульгаторами при разных их расходах

Наименование деэмульгатора

Расход деэмульгатора, г\т

Месторождение нефти

Джаркурган

Шурчи

Джаркак

К-1

50

1,5(6,5)*

0,9 (6,3)

1,1(6,2)

Д-1

50

1,3(6,3)

0,9(6,1)

1,0(6,3)

Д-2

50

1,3(6,3)

0,8 (6,2)

1,1(6,1)

Д-3

50

1,2(6,2)

0,8(6,1)

1,0(6,1)

К-1

60

1,3(6,4)

1,0(6,0)

1,0(6,1)

Д-1

60

1,2(6,3)

0,9 (6,0)

0,8 (6,2)

Д-2

60

1,2(6,2)

0,7(6,1)

0,8(6,1)

Д-3

60

1,1(6,1)

0,6 (6,2)

0,7 (6,0)

*-в скобках указано водонефтяной эмульсии.

 

Из данных табл. 3. видно, что с увеличением расхода изученных деэмульгаторов наблюдается уменьшение остаточного содержания воды в нефтях.

Сокращается также время отстоя при этом. Из рассмотренных деэмульгаторов наилучшие результаты достигнуты при использовании Д-2 и Д-3. Обобщая полученные результате исследования можно сделать вывод о том, что разработанные деэмульгаторы, особенно Д-1 и Д-3 по своей активности не уступают известному импортному деэмульгатору К -1.

Следовательно, импортозамещение в данном случае позволит нефтеперерабатывающим предприятиям снизить себестоимость получаемых продуктов и повысит их качество. Таким образом проведенные исследования показывают, что путем оксиэтилирования, сульфирования и фосфотирования основы (метилового эфира линолево-олеиновой фракции СЖК) можно получит эффективные деэмульгаторы (соответственно Д—1,Д —2иД-3) с различной степенью активности. При этом по деэмульгируюшей способности разработанные деэмульгаторы располагаются в следующий (известный К-1 приведен для сравнения):

Д -3>Д-2> Д-1 > К-1

Причем, с повышением температуры от 20 до 80 °С эффективность деэмуль-гирования местных нефтей разрушением их устойчивых водонефтяных эмульсий исследуемыми деэмульгаторами усиливается.

 

Литература:

 

1.                           Адизов Б. 3. Разрушение высокоминерализованных эмульсий местных нефтей разработанными деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением. Дисс. канд. техн. наук. Ташкент, ИОНХ АН РУз, 2009–126с.

2.                           Рябов В. Д. Физико-химические методы исследования углеводородов и других компонентов нефти. — М. ГАНГ. 2006. – 315с.

3.                           Адизов Б. 3., Абдрахимов С. А., Атауллаев Ф. Ш. Особенности составе и свойств местных водонефтяных эмульсий // Узбекский журнал нефть и газа. Ташкент, 2008. № 2, с. 10–11.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle