Деэмульсация водонефтяной эмульсии

Термохимическим путем

Основной причиной эмульгирования газированных обводненных нефтей в системе сбора является энергия турбулентного потока. Высокие перепады давления и пульсация газа способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному диспергированию капель воды в нефти. При механизированных способах извлечения продукции из скважин замечено, что наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при использовании электроцентробежных насосов; при использовании штанговых и винтовых насосов образуются менее стойкие эмульсии. Часто при достижении обводненности продукции скважин до 40-60%, процессы образования эмульсий при добыче и сборе бывают настолько сильно выражены, что система из-за высоких вязкостных и тиксотропных свойств теряет подвижность.

Применение деэмульгаторов является общепринятым в мире способом разрушения водонефтяных эмульсий. Наиболее простой и экономичный способ удаления воды и механических примесей из нефти осуществляется только с применением эффективных деэмульгаторов.

Решающим при подготовке сырой нефти с применением деэмульгаторов является выбор высокоэффективного деэмульгатора для соответствующей нефти.

Подбор такого деэмульгатора осуществляется в два этапа: оценка эффективности в лабораторных условиях термохимическим методом (метод «бутылочной пробы»); испытание деэмульгатора в промысловых условиях.

Эффективность деэмульгаторов зависит от химического состава, физико-химических и коллоидно-химических свойств нефти и пластовой воды, обводненности, наличия мехпримесей, а также от технологических параметров добычи, подготовки, хранения и транспортировки нефти.

Создание деэмульгаторов, как правило, осуществляется путем компаундирования активной основы и растворителя. Наибольшее распространение в качестве активной основы получили оксиалкилированные алкилфенолформальдегидные смолы, блоксополимеры оксидов алкиленов С₂-С₄, сложные эфиры на основе указанных типов ПАВ и многоосновных кислот и продукты конденсации перечисленных ПАВ. В состав композиции могут быть включены ПАВ со свойствами смачивателя, диспергатора и коагулянта.

Согласно представлениям акад. П.А. Ребиндера, механизм действия деэмульгаторов заключается в следующем. При введении ПАВ в нефтяную эмульсию на границе раздела нефть-вода молекулы реагента-деэмульгатора, обладая большей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, вытесняют их с границы раздела нефть-вода. При этом молекулы реагента-деэмульгатора должны предварительно разрушить прочные гелеобразные слои этих стабилизаторов. Адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий, молекулы деэмульгатора изменяют их смачиваемость, что способствует переводу этих частиц с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы. Образующиеся на их месте адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами, что способствует быстрой коалесценции в нефти капель воды с такими оболочками при их контакте друг с другом.

Таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий деэмульгатором зависит от: компонентного состава и свойств защитных оболочек природных стабилизаторов обрабатываемых нефтяных эмульсий; типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора; температуры, интенсивности и времени перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом и т.д.

 

Экспериментальная часть: Лабораторная работа № 18.

Подготовка к испытанию

1)За неделю перед проведением занятий готовится модельная 30 % водонефтяная эмульсияобратного типа путем перемешивания в течение 20 минут легкой нефти типа Усинской с модельной пластовой водой (например, 1 л модельной пластовой воды плотностью 1, 18 г/л содержит: CaCl₂ – 70,5 г; MgCl₂ – 17,6 г; NaCl – 182,6 г) в миксере с частотой не менее 2000 об/ мин. Убедиться визуально на следующий день, а лучше через 3 дня в том, что заранее приготовленная эмульсия стабильна (не наблюдается выделение воды при термоотстое).

2) Готовится раствор промышленного деэмульгатор (отечественный препарат Нефтенол Д в водно-спиртовом растворе или американский препарат RP в толуоле) с концентрацией 10 ppm.

3) Включают термостат, обеспечив температурный режим воды 50 °С.

4) В каждую из градуированных пробирок Лысенко с коническим дном помещают по 25 мл приготовленной эмульсии.

5) В указанные преподавателем пробирки вводят дозированные количества деэмульгатора (ов), пробирка 1 без деэмульгатора является контрольной.

6) После введения деэмульгатора(ов) пробирки с эмульсиями перемешивают в аппарате для встряхивания проб в течение не менее 15 минут (или вручную не менее 200 качаний) для полного растворения деэмульгатора (ов).

7) Пробирки с исследуемыми эмульсиями помещают в термостат.

Проведение опыта

Через определенные интервалы времени определяют объем выделившейся воды внизу пробирок.

Обработка результатов

Полученные данные вносят в таблицу.

Таблица

Исходные данные для оценки

коэффициента эффективности деэмульгатора (Кд)

№ пробирки Лысенко	Концентрация деэмульгатора, ppm	Объем выделившейся воды, (мл)	Кд, %
15 мин.	30 мин.	45 мин.	60 мин.
…
…

 

По заданию преподавателя строят кинетические кривые в координатах: «объем выделившейся воды - время» при различных концентрациях и типе деэмульгатора, а затем рассчитывают коэффициент эффективности деэмульгатора как отношение выделившейся в конце опыта воды к общему содержанию воды в нефти.

Меры безопасности

1. Соблюдать осторожность при работе со стеклом и аккуратность при приготовлении эмульсии и раствора деэмульгатора.

2. По окончании вылить использованные эмульсии в слив и вымыть пробирки.

Контрольные вопросы

1. Какого типа эмульсии образуются в нефтетехнологических процессах?

2. Поясните механизм действия деэмульгаторов.

3. Поясните механизм старения нефтяных эмульсий.

4. Как оценить эффективность действия деэмульгаторов при деэмульсации сырых нефтей?

5. Какие типы ПАВ вы знаете?

6. Какие вещества входят в состав промышленных деэмульгаторов?

7. Какого рода эмульсии образуются в нефтетехнологических процессах?

8. Что представляет собой деэмульгатор по составу?

Содержание Предисловие..................................................... I. Исследование углеводородов нефтИ и нефтепродуктов........................................
1.1.фракционный состав нефти (Лабораторная работа №1)...........
1.2. Методы получения и химические свойства углеводородов (Лабораторная работа №2)....................................
1.3.Определение содержания аренов состава С8 в бензиновой фракции (Лабораторная работа №3)...........................
1.4.Анализ смеси углеводородов методами газо-жидкостной хроматографии и рефрактометрии (Лабораторная работа №4)...... .
1.5.Рефрактометрический метод определения содержания ароматических углеводородов в бензиновых фракциях (Лабораторная работа №5)..
1.6.Количественное определение олефинов в нефтепродукте методом иодных чисел по Маргошесу (Лабораторная работа №6)..........
1.7.Количественное определение олефинов в нефтепродукте на основе реакции бромирования (Лабораторная работа №7).......
1.8.Определение группового состава бензиновой фракции (Лабораторная работа №8)....................................
1.9.Структурно-групповой анализ нефтей по данным инфракрасной спектроскопии (Лабораторная работа №9)........
II. Каталитические превращения углеводородов.....
2.1. Каталитический крекинг кумола (Лабораторная работа №10)......
2.2. Дегидрирование циклогексана в присутствии А1-Со-Мо катализатора (Лабораторная работа №11).......................
2.3. Дегидроциклизация н -гептана над оксидными катализаторами (Лабораторная работа №12)...................................
III. Анализ гетероатомных соединений нефти........
3.1. Определение содержания общей серы в нефтях и нефтепродуктах пиролитическим ламповым методом (Лабораторная работа №13)..
3.2. Кислородсодержащие соединения. Определение кислотного числа объемно-метрическим титрованием (Лабораторная работа №14)...
3.3. Определение кислотного числа потенциометрическим методом на приборе «Ионометр И-135» (Лабораторная работа №15)....... ………………
IV. Исследование нефтяных дисперсных систем.....
4.1.Определение дисперсности НДС методом турбидиметрии (Лабораторная работа №16)..................................
4.2.Определение кинетической устойчивости асфальтеносодержащих нефтяных систем (Лабораторная работа №17)....
4.3. Деэмульсация водонефтяной эмульсии термохимическим путем (Лабораторная работа №18)..................................
Содержание..................................................

 

Подписано в печать Формат 60×90/16

Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл.п.л.

Тираж экз. Заказ №

 

Издательский центр РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина

119991, Москва, Ленинский проспект, 65

Тел.[phone]