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.
