УДК 541.132/.132.4:541.49

Ст. преп. Толеген Гаухар Амантаевна , Сатыбалдиева Нургул Кыргызбаевна

(Казахский национальный исследовательский технический университет им. К.И.Сатпаева , Алматы, Республика Казахстан)

СТАБИЛИЗАТОРЫ ЭМУЛЬСИЙ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОГО КАЗАХСТАНА

Для качественной подготовки нефти Казахстана, главной задачей является обезвоживание и обессоливание ее до требуемых кондиций, важно знать характер веществ, способствующих образованию нефтяных эмульсий.

Были проведены исследования естественных стабилизаторов эмульсий нефтей Западного Казахстана и выявлена зависимость устойчивости последних от характера их стабилизаторов. Извлечение стабилизаторов из эмульсий и дальнейшее разделение их на фракции осуществляли по известной методике.

Выделенный стабилизатор и его составляющие (кроме парафина) были охарактеризованы значением коэффициента светопоглощения К_сп, который является качественным показателем степени конденсации ароматических соединений, сконцентрированных в асфальтено-смолистой части. По величине К_сп, можно также судить о молекулярном весе асфальтено-смолистых веществ, так как между этими величинами существует прямая зависимость [1].

Для парафиновой фракции стабилизатора определяли температуру плавления. По методике, изложенной в [2], была определена удельная адсорбция Г(г/см²) стабилизатора на каплях эмульгированной воды.

Характеристика исследованных нефтей и их стабилизаторов приведена в табл. 1. Как видно из данных таб. 1, стабилизаторы исследованных нефтей по своему составу и характеру значительно отличаются друг от друга. По составу стабилизаторов исследуемые нефти могут быть разделены на три группы. В первую группу, для которой характерно преобладание парафина в стабилизаторе (≥65%), следует отнести нефти месторождений месторождений Западное месторождение Елемес, Карамандыбас, Оймаша, Сазтобе, Тасым, Тасболат, Восточное месторождение Макат; ко второй группе со средним содержанием парафина (50-65%) — месторождений Заманкул и Алиюртовского и, наконец, в третью группу входят нефти, в составе стабилизаторов которых преобладают асфальтено-смолистые компоненты - месторождений Горского и Харабижинского.

Стабилизирующая способность естественных стабилизаторов характеризуется устойчивостью эмульсий, приготовленных из безводных нефтей и пластовых вод в одинаковых условиях при теплохимическом обезвоживании. Во избежание влияния фактора старения на устойчивость [3] опыты по отстою проводили на свежеприготовленных эмульсиях. Устойчивость эмульсий выражали через зависимость количества выделившейся воды от расхода реагента-деэмульгатора (дисолвана с отстаиванием в течение двух часов при температуре 40°С (начальное содержание воды 30%).

Из анализа данных табл. 1 и кривых обезвоживания (см. рис. 1) следует, что устойчивость нефтяных эмульсий в первом приближении определяется величиной обшей адсорбции стабилизатора на каплях эмульгированной воды. [2]. Компоненты, входящие в состав стабилизатора-парафин, смолы и асфальтены-проявляют себя в стабилизации эмульсии далеко не одинаково. Различный состав стабилизаторов обусловливает различную устойчивость стабилизируемых тми нефтяных эмульсий но отношению к нагреванию.

Нефти месторождений
Показатели	Западное месторождение Елемес	Караман-дыбас		Оймаша	Сазтобе	Тасым	Тасболат	Восточное месторождение Макат
Плотность ρ20/4 Вяскость при 200С сст Содержание, % вес смол силикагелевых асфальтенов парафина/при °С серы	0,818 3.11 2.66 0,17 4.21/50 1,2	0,825 4.52 3.16 0,49 3,64/50 0,12		0,828 5,92 3,40 0,25 8,25/50 0,11	0,843 6,64 5,00 0,79 6,97/52 0,18	0,859 6,50 6,23 0,72 4,86/54 0.18	0.877 73,6 11,38 1,50 9,53/56 0,23	0.869 33,68 7,61 6,61 8,40/57 0,32
Характеристика стабилизаторов (бензорастворимая часть)
Ксп	5136 ■	1955	6612		3122	7749	6143 -	9430
Величина адсорбции, г/см^2х10^-7	8,8	2,83	12.15		14,0	19,95	41,4	77,9
Парафин (фракция 1)
Выход, % . Температура плавления, °С	69.6 95	70,05 87		65.7 93	50.58 82	55.5 88	43,92 87	26,3 82
Смолы (фракция 2)
Выход, % Ксп	10,84 2386	18,99 1265		4,1 4291	27,84 1238	13.3 6715	28,721 2093	11.3 6394
Асфальтены I (фракция 3)
Выход. % Ксп	16,8 6189	8,85 3438		25,0 11047	16,86 4128	23,4 14063	22,94 15002	54,8 15617
Асфальтены II (фракция 4)
Выход. % Ксп	2.76 3392	2,11 1985	5.2 7531		4,72 2097	7.8 7581	4,42 6038	7,6 7941

Установлено, что нефти с парафиновым типом стабилизатора резко снижают устойчивость эмульсий при нагревании; нефти же с асфальтеновым стабилизатором дают малочувствительную к нагреванию эмульсию. Эта зависимость подтверждается данными о влиянии температуры на эмульгирующую способность, полученными ранее, которые представлены в табл. 2.

Таблица 2

руппа нефти	Состав стабилизатора, %		Максимальное количество эмульгированной воды (в отношении к объему нефти) при температуре, ^0С
	парафин	асфальтены+ смолы	40	60	80
I	69.6 70.0 65.7	30.4 30.0 34.3	0.21 0.83 3.0	0.05 0.64 1.2	0.02 0.06 0.3
II	50.6 55.5	49.4 44.6	3.5 3.8	2.9 3.3	1.9 2.0
III	43.9 26.9	56.1 73.7	4.1 8.7	3.3 8.4	2.4 8.4

Парафиновый характер стабилизатора и малая величина его адсорбции нефтей месторождений Западное месторождение Елемес, Карамандыбас, Оймаша, Сазтобе, Тасым, Тасболат, Восточное месторождение Макат способствуют образованию нестойких эмульсий. Для промыслового обезвоживания этих нефтей достаточно будет одного нагревания, в крайнем случае, потребуется очень небольшой расход реагента. Для обезвоживания нефтей месторождений Заманкул и Алиюртовского, в стабилизаторе которых нарастает содержание смол и асфальтенов, помимо нагревания необходимо применение деэмульгаторов. Для разрушения эмульсий нефтей с асфальтеновым типом стабилизатора нефти месторождений Горского и особенно Харабижинского, в первую очередь необходимо применение деэмульгатора. Нагревание же здесь будет играть второстепенную роль.

Необходимо отметить высокую температура плавления парафина, входящего в состав стабилизатора, — она в 1,7—1,8 раза превышав' температуру плавления парафина, выделенного из нефти (см. табл. 1). Такое различие вы звано тем, что при обычной температуре (20-40°С), которую имеет нефть, поступая для ( обезвоживания на центральный сборный пункт (при этой же температуре выделяли стабилизатор), происходит кристаллизация только высокоплавких парафинов. Микрокристалл последних с поверхностью, модифицированной асфальтенами и смолами, входят в сосав защитных слоев на каплях эмульгированной воды. Очевидно, в нефти непосредственно на месторождении, где ее температура достигает 80-100°С, микрокристаллов парафина еще не и устойчивость эмульсий нефтей, особенно парафиновым типом стабилизатора, являете минимальной, поэтому на ее разрушение потребуются минимальные затраты.

ЛИТЕРАТУРА

1. М а р х а с и н И. Л., С В яр с к а я О. Д., С т р а д Л. Н. «Коллоидный журнал», т. XXXI. № 2, 1969.

2. Петров А. А., Позднышев Г. Н. и др Труды совещаний по проблемам ПАВ в технологи очистки нефтеналивных емкостей от нефтеостатков целью предотвращения загрязнения водоемов нефтью. Изд-во Мин. речного флота, М, 1969.

3.T.K. Jumadilov. // Proceedings of 10th Polyimides & High Performance Polymers Conference. Montpellier, 2016. P. CIV-7.

4.Терещенкова А.А., Статкус М.А., Тихомирова Т.И., Цизин. Г.И. // Вестн. моск. ун-та. Сер. 2 хим. 2013. Т. 54. Вып. 4. С. 203.