ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИХ ДЕЙСТВИЯ

Обычно деэмульгаторы представляют собой 50 --70 % растворы ПАВ или композиции на их основе. Причем, растворитель не должен подавлять деэмульгирующей способности реагента, должен обеспечивать низкое значение вязкости продукта при отрицательных температурах и достаточно высоком (не менее 50 %) содержании активного вещества в про­дукте.

В табл. 14 приведены состав и физико-химичес­кие свойства некоторых, наиболее распространенных деэмульгаторов.

Значения удельных расходов реагентов при обработке водо-нефтяных эмульсий колеблются от 10 до 200 г/т нефти, поэтому для оценки эффективности деэмульгаторов пользуются так называемой величиной относительной эффективности, рассчитываемой по формуле:

(25)

где: и - удельный расход соответственно принятого за эталон и исследуемого деэмульгатора (г/т).

Результаты исследований деэмулъгируюшей способности отечественных реагентов приведены в табл.15.

Табл. 14.

Состав и основные физико – химические свойства наиболее распространённых деэмульгаторов

· - Приведена температура просветления 10 % - х водных растворов деэмульгаторов в 5 % растворе хлористого натрия.

Табл. 15.

Деэмульгирующая способность отечественных реагентов

Продолжение табл.15.

Продолжение табл.15.

Продолжение табл.15.

Продолжение табл.15.

Лекция № 22

При этом, если f > 1 деэмульгатор по эффективноcти превосходит или равен эталону, а если f < 1 деэмульгирующая способность реагента уступает эталону.

Из табл. 15 видно, что для 78,4 % эмульсий (плотность нефтей от 815 до 980 кг/м³, вязкость от 4,02 до 554 мПа^. с) деэмульгирующая способность отечественных реагентов оказалась равной иди большей по сравнению с эталонными реагентами. И лишь для 6 эмульсий удельные расходы деэмульгаторов оказались в 2 и более раз выше по сравнению с эталоном. Эффективная обработка большинства эмульсий достигается только при применении 1-2 реаген­тов. И только для 6 месторождений подходят все исследованные реагенты. Причём, наиболее универсальным оказался Реапон -1м (подходит для 40,9 % месторождений); наименее - проксанол 186-50 (подходит для 4,5 % месторождений).

Сравнительная эффективность ряда отечествен­ных деэмульгаторов и импортных реагентов приве­дена в табл. 16 -18.

В табл.19, приведены средневзвешенные величины расходов отечественных и импортных деэмуль­гаторов. Таким образом, хотя отечественные деэму льгаторы существенно дешевле импортных, их средневзвешенный удельный расход на 10 – 26 % выше.

Табл. 16.

Сравнительная эффективность отечественного реагента Дипроксамин–157–65М и ряда импортных деэмульгаторов

Табл. 17.

Сравнительная эффективность отечественного реагентов Проксанол 305 – 65 и Проксанол 305 – 50 и ряда

импортных деэмульгаторов

Табл. 18.

Сравнительная эффективность отечественного реагентов Проксамин 385 – 65 и Проксамин 385 – 50 и ряда

импортных деэмульгаторов

Табл.19.

Средневзвешенные расходы отечественных и импортных деэмульгаторов

ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ

дёэмульгаторов

Технология применения деэмульгаторов сводится к трём стадиям:

1. Введение реагента в эмульсионный поток на его распределение в дисперсионной среде;

2. Подготовка дисперсной фазы к слиянию, путём адсорбции на границе раздела фаз молекул деэмульгатора с разрушением защитных оболочек;

3. Разделение эмульсии на составляющие её фазы.

Эффективность первой стадии определяется фи­зико-химическими свойствами эмульсии и деэмуль­гатора, гидродинамическими характеристиками обрабатываемого потока и технологией ввода реагента и целиком зависит от интенсивности диспергирования деэмульгатора. Управление этой стадией осуществляется изменением степени перемешивания эмульсии с деэмульгатором и выбором способа ввода реагента. При этом надо помнить, что увеличивая интенсивность перемешивания, мы увеличиваем не только степень диспергирования реагента, но и дисперсной фазы, что повышает устойчивость эмульсии. Что касается способа ввода реагента, то различают следующие его технические решения:

1. Ввод в виде растворов с концентрацией 0,05 - 2,00 % мас;

2. Ввод в товарной форме без дополнительного разбавления;

3. Ввод в виде низкоконцентрированной тонкодисперсной эмульсии;

4. Ввод в виде водо-нефтяной эмульсии, содержащей, реагент.

Практика промысловой подготовки показала, что из двух первых способов предпочтение следует отдавать вв­оду реагента в товарной форме, так как, при этом, его удельный расход снижается на 10 %, а качестве разделения улучшается. Третий способ оправдывает себя в основном для эмульсионных потоков с низкими гидродинамическими характеристиками. Четвёртый способ широкого распространения пока не получил, хотя он разрабатывался для замены третьего способа.

Эффективность второй стадии целиком определяется физико-химическими и коллоидными свойствами деэмульгатора и защитных оболочек. Управление этой стадией, в основном, сводится к примене­нию мероприятий, помогающих реагенту разруши­ть защитные оболочки или, хотя бы создающих в них дефекты. Принято различать механические и физические способы. Под механическим способом понимают дополнительное диспергирование частиц дисперсной фазы, например, в центробежном насо­се. Ибо дробление этих частиц в 8 - 30 раз настоль­ко увеличивает поверхность раздела фаз, что бронирующих элементов просто престаёт хватать для её заполнения. В результате, до 70 % этой поверхности оказывается лишенной защитных слоев. Однако, при этом, скорость оседания таких частиц резко уменьшается.

Под физическими методами воздействия понимается создание дефектов в структуре защ­итных оболочек либо за счет процесса массообмена в момент разгазирования эмульсии; либо -за счет удаления из защитного слоя одного из компонентов, например, при нагревании. В процессе разгазирования молекулы газа, переходя в окружающую среду, способны разорвать практически любую «броню», причём, в образовавшиеся дефекты немедленно ус­тремляются молекулы деэмульгатора. Однако, этот процесс может сопровождаться как диспергированием так и коалесценцией капель дисперсной фазы. Так, в гидроциклонных сепараторах дисперсность понижается ~ на 16 %, а в вертикальных трапах по­вышается ~ на 18 %. При нагреве из защитных сло­ев удаляются кристаллы парафина и, частично, смолы и асфальтены.

Эффективность третьей стадии целиком определяется Стоксовыми силами. Управление этой стадией, в основном, сводится к понижению вязкости дисперсионной среды (как правило, за счет нагрева) и укрупнению капель дисперсной фазы с помощью специальных устройств - каплеобразователей (коалесценторов).

Поскольку физико-химические свойства деэмульгатора влияют на две стадии из трёх методам его подбора должно быть уделено особое внимание. При­чём, из-за широкого разнообразия нефтей, реагентов и существующих технологий подготовки это до­статочно сложная и до конца не решенная задача. Наибольшей популярностью пользуется следующий подход. Все нефти, в зависимости от плотности вязкости делятся на три типа (Табл. 20.). Все деэмульгаторы. в зависимости от гидрофильно-гидрофоб­ного баланса (выражаемого фенольным числом) тоже делятся на три типа (Табл.21). Причем, с уменьшением фенольного числа деэмульгаторы теряет растворимость в воде, увеличивая растворимость в нефти.

Охарактеризовать вероятность успешного дейст­вия деэмульгаторов можно с помощью табл.22.

Табл. 20.

Классификация нефтей для подбора деэмульгатора

Табл.21.

Классификация деэмульгаторов по фенольному числу

Табл.22.

Оценка вероятности успешного действия деэмульгаторов

Таким обратом, маслорастворимые деэмульгаторы и условно водорастворимые (группа 3 и 2) об­ладают повышенной селективностью, а водораство­римые реагенты (группа 1) относятся к универсаланым препаратам.

Существует и другая методика подбора необходимого деэмульгатора. Согласно неё все нефти в за­висимости от отношения содержания асфальтенов и смол к содержанию в ней парафинов условно разде­ляются на 3 группы: нефти смешанного состава, или группа А (0,8 - 1,4); нефти смолистые, или группа В (2 - 3); нефти высокосмолистые, или группа С (отношение > 3). При этом, охарактеризовать вероятность успешного действия деэмульгаторов можно с помощью табл.23.

При таком подходе, элементы селективности мо­жно обнаружить у всех групп деэмулъгаторов.

Особо хочется подчеркнуть, что в любом случае речь идёт лишь о вероятности успешного действия, т.е. окончательный приговор может быть вынесен только после практических испытаний, при этом, тип эмульсии (В/М или М/В) на выбор реагента су­щественного влияния не оказывают.

Табл.23.

Оценка вероятности успешного действия деэмульгаторов.

Тип нефти	Эмульсия	Плотность нефти, кг/м3	Отношение	Вероятность (%) эффективной обработки водо – нефтяных эмульсий группами деэмульгаторов
А   В     С	Димитриевская (девон) Лебяжинско-Бариновская (д Горбатовкая (карбон) Новозапрудненовская (д) Красноярская (карбон) Алакаевская (карбон) Екатериновская Мочалеевская Чеховская Якушкинская Карагайская Лебяжинско-Бариновская (к Козловская Радаевская Чубовская Сосновская Яблоневская		0,80 0,82 1,02 1,07 1,37 1,39 2,16 2,37 2,60 2,62 2,68 2,81 2,92 3,28 4,15 5,16 10,40	36,7 36,7 36,7 36,7 36,7 36,7 7,8 7,8 7,8 7,8 7,8 7,8 7,8 55,5 55,5 55,5 55,5	20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 62,5 62,5 62,5 62,5	8,7 8,7 8,7 8,7 8,7 8,7 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 28,3 28,3 28,3 28,3

Особенности применения деэмульгаторов для обессоливания нефтей

Однозначно установлено,что для нефтей с плотностью 820 - 900 кг/м³ при ГОСТовской глубине обезвоживания до 0,5 - 1,0 % мас. нормируемое содержание хлористых солей для 1 и 2 группы качес­тва может быть получено только в том случае, если исходные пластовые воды содержали не более 60 г/л (1030 кг/м³) хлористых солей, т.е. были практи­чески пресными.

Количество солей в пересчете на NаС1, остающихся в нефти после обезвоживания (мг/л) -«X» - оп­ределяется выражением:

(26)

где:

(%) - содержание в пластовой воде хлоридов в пересчете на NаС1;

(%) - количество воды в нефти после обезвоживания;

- плотность нефти.

Для реальных пластовых вод, содержащих 200 -- 260 г/л хлористых солей (1100 - 1140 кг/м³) требуемая степень обессоливания может быть достигнута лишь при остаточном содержании воды не более 0,1 % мае. Обеспечить такую степень обезвоживания особенно для высоковязких асфальтосмолистых или парафинистых нефтей сложно и дорого даже с самыми современными деэмульгаторами. Поэтому, для подготовки продукции до требуемых норм качества приходится искать другие пути.

Известно, что в сырых нефтях хлористые и дру­гие соли присутствуют, главным образом, в раство­рённом виде в пластовой воде, а также в виде мелких кристаллов. Появление кристаллов объясняется тем, что мелкие водяные капельки имеют более вы­сокое давление насыщенных паров, чем крупные. Поэтому, при разгазировании они быстро испаряются, что приводит к перенасыщению их растворами солей и образованию микрокристаллов. Образовав­шиеся микрокристаллы адсорбируют на себе поляр­ные компоненты нефти и становятся трудно удалимыми. Именно этим объясняется хорошо известный на практике факт, когда остаточное содержание хлористых солей в нефти не всегда пропорционально глубине её обезвоживания.

Поэтому для большинства нефтяных месторождений предусматривается двухступенчатая технология подготовки нефти, включающая обезвоживание и обессоливание. При этом, под обессоливанием понимают процесс вымывания микрокристаллов и микрокапель промывочной пресной водой с последующим её отделением. Остаточное количество солей в обессоленной нефти можно рассчитать по уравнению:

(27)

где: Хк и Хн - конечное и начальное содержание солей в нефти (мл/л);

и конечное и начальное содержание воды (%);

и - плотности обработанной и исходной нефти;

g - количество промывочной воды в % на исходную нефть.

Уравнение (27) можно существенно уточнить, введя в него коэффициент , показывающий, какая часть эмульгированной воды контактирует с промывочной (так называемая степень контактирова­ния).

(28)

Реализация подобной технологии осуществляет­ся, как правило, в трёх вариантах. Если остаточное содержание воды после УПСВ не превышает 1-2 % мас., то дополнительного обезвоживания просто не требуется и эмульсия сразу направляется на стадию обессоливания, на которой её подогревают, смеши­вают с 5 -10 % об. пресной воды и некоторым количеством деэмульгатора и дают возможность отстоятся. Если остаточное содержание воды после УПСВ достигает 10 - 30 % мас., то дополнительная стадия обезвоживания становится просто необходимой.

При этом, при спокойной безнасосной подаче эму­льсии с УПСВ вполне достаточно подогрева и допо­лнительного отстоя без дополнительного примене­ния каких-либо реагентов-деэмульгаторов. И, наоборот, при насосной подаче эмульсии кроме нагрева и дополнительного отстоя требуется повышенный расход деэмульгатора.

В этом случае, к деэмульгаторам, кроме обычных, предъявляются дополнительные требования:

они должны способствовать предотвращению отло­жения солей и механических примесей в технологи­ческом оборудовании и коммуникациях;

способствовать концентрированию механических примесей на границе раздела фаз в аппаратах, откуда они долж­ны периодически отводиться и обрабатываться отдельно.

Главным фактором, влияющим на эффективнос­ть обессоливания является процесс смешения обез­воженной нефти с промывочной водой, её количест­во и правильность подбора деэмульгатора.

Лекция № 23

Кратковременное интенсивное перемешивание (например, на насосе) мало эффективно, т.к. приводит к образованию труднорасслаивающейся тонкодисперсной эмульсии, в которой дробление крупных капель явно преобладает над коалесценцией мелких глобул.

Наиболее эффективно зарекомендовали себя процессы перемешивания в трубопроводе при хорошо развитой турбулентности потока (Re = 5000 – 10000) и некотором времени контакта. При этом, расход пресной воды достигает 10 % об., скорость движения потока 1 – 5 м/с, а время контакта промывной воды и обрабатываемой нефти около 1 мин. При этом, деэмульгатор должен действовать быстро, а это означает, что его заранее надо ввести в промывочную воду, из которой скорость адсорбции значительно выше, чем из объёма нефтяной фазы, а расход меньше. При этом, передозировка деэмульгатора недопустима, ибо это тут же приведёт к возникновению тонко диспергированных глобул воды. А раз так, то на стадии обессоливания более подходят деэмульгаторы с относительно высоким поверхностным натяжением. А это именно водорастворимые неионогенные ПАВ. В системе же сбора более целесообразны маслорастворимые неионогенные ПАВ.

При этом, горячие дренажные воды как на стадии глубокого обезвоживания, так и на стадии обессоливания целесообразно частично возвращать на начало процесса, вплоть до УПСВ, утилизируя при этом тепло и повторно используя оставшийся деэмульгатор, облегчая при этом сепарацию.

Поиск по сайту: