УДК 621.833.1 (043)

К.х.н., доцент Толеген Г.А., магистр, ст. препод. Копжасарова А.Ж.

 

Казахстан, г. Алматы

Казахский национальный исследовательский технический университет

им. К.И. Сатпаева

 

увеличение эффективности обезвоживания нефтей Западного Казахстана

 

В работе приведены результаты лабораторных ис­следований эмульсий четырех типов нефтей Западного Казахстана. Показано влияние дисперсности, добавки поверхностно-актив­ных веществ, нагрева, рН среды, синергизма действия деэмуль­саторов электрического поля и других факторов на устойчи­вость нефтяных эмульсий Западного Казахстана.        

Нефти Западного Казахстана по устойчивости их эмульсий в ра­боте условно разделены на четыре типа. Самой низкой устой­чивостью обладают эмульсии нефтей I типа, содержащих наи­меньшее количество асфальтенов и более высокой—эмульсии нефтей IV типа, содержащих наибольшее количество асфаль­тенов (рис.1).

 

 

Рисунок 1. Зависимость устойчивости эмульсии от типа нефти.

 Деэмульгатор-дипроксамин 157. t = 40°С.

    1,2,3,4-нефти, соответственно. I.II,III. IV типа.

 

Исследования плотности, вязкости при различных темпера­турах и межфазного натяжения четырех типов нефтей на границе с различными деэмульсаторами также подтверждают различие свойств нефтей в зависимости от содержания в них асфальтеновых веществ [1].

Такое условное разделение нефтей Западного Казахстана на четыре   типа   облегчает  не   только  последующие   исследования нефтяных эмульсий вновь открываемых месторождений, но и своевременное обоснование данных для проектирования  под готовки нефти им промыслах при эксплуатации нефтяных месторождений.

Нефти 1 типа легкие: плотность их град API 22.3 (MCT31072-2002), содержание фракций, выкипающих до 300С-26%, (ASTM D 2887, ASTM D 5307), асфальтенов до 0,9%, (MCT 11851-85) малосернистые -1.62% (CT PK1347-2005-ASTM D 4294-98) высокопарафинистые 1.2% (MCT 11851-85). К этому типу относятся нефти Северный Бузачи, Каламкас и других  месторождений.

Нефти II типа несколько тяжелее нефтей первого типа, хотя они и относятся к легким нефтям. Удельный вес их колеблется в пределах от 0,840 до 0,860. Содержание серы – 1,22% (РК СТ 1347-2005  ASTM D 4294-98). Парафина – 4,3% (МСТ 11851-85), светлых фракций, выкипающих до 300°С - 47% (ASTM D 2887, ASTM D 5307), асфальтенов -2,1(МТС 11851-85%, выкипающих до 400°С,  вязкость 6,4 (ASTM D 445-01 МСТ 33-2000),. К этому типу отно­сятся нефти Западный Елемес и других месторождении.

Нефти III типа более тяжелые и но качественной характе­ристике резко отличаются от нефтей I и II типов. Их плотность достигает град API 22.6 (МСТ 31072-2002) выход фракций, выкипающих до 300°С составляет 24 %% (ASTM D 2887, ASTM D 5307),   содержание серы- 1,2%, (РК СТ 1347-2005) ASTM D 4294-98), парафина 1,8%, (МСТ 11851-85), асфальтен 0,4% (МСТ 11851-85). выкипающих до 400°С,  вязкость 127,1 (ASTM D 445-01 МСТ 33-2000). К этому типу относятся нефти Сазанкурак, Танатар и других месторождений.

Нефти IV типа по физико-химической характеристике близки к  нефтям  III типа. Однако, они  еще более тяжелые: плот­ность   их достигает град API 18,7 (РК СТ 1347-2005 (МСТ 31072-2002).  выход фракций,  выкипающих  до 300°С  составляет  21% (ASTM D 2887, ASTM D 5307). Содержание    серы-асфальтен- 5,9% (МСТ 11851-85), ). выкипающих до 400°С,  вязкость 262,1 (ASTM D 445-01 МСТ 33-2000). К этому типу относятся нефти  месторождений Каражанбас.

Распределение нефтей  по тинам  производилось   по основным продуктивным горизонтам, в которых заключены промышленные запасы нефти каждого месторождения. Поэтому появ­ление новых нефтей других горизонтов в пределах тех же ме­сторождений  не будет  оказывать существенного влияния на устойчивость эмульсий того или иного типа  нефти в виду не значительной их доли в общей добыче.

Пластовые воды нефтяных месторождений Казахстана имеют слабую минерализацию в пределах 12,7-15,2мг/л, состав хлора – 2700-2900 мг.экв/л, магний-140-180мг.экв/л, кальций-400-500 мг.экв/л, иод-3-8 мг.экв/л, гидрокарбонатно иодовые -2-3 мг.экв/л.

Исследования нефтяных эмульсий Западного Казахстана проводились по методике, которая применяется в настоящее время в исследованиях процесса обезвоживания и обессоливания нефтей  как в нашей стране, так и   за   рубежом. Для исследований были использованы все укачанные типы нефтей и  вод.

Приходилось создавать эмульсию  в лабораторных условиях из безводной нефти и пластовой поды. Идентичность этих эмульсий промысловым достигалась степенью их дисперсности. В связи с этим дисперсность лабораторных  эмульсий создавалась примерно такой же, как дисперсность устойчивых эмульсий старых  нефтяных районов. Впоследствии, когда появились обводненные скважины, эти исследования были уточнены по промысловым эмульсиям и оказалось, что их дисперсность была подобно дисперсности  эмульсий, получаемых при фонтанном и механизированном   (электропогружном)   способе добычи нефти.

Исследования показали, что наиболее высокодисперсными являются эмульсии, получаемые после электропогружных на­осов. Однако и фонтанные скважины, при малой обводненности нефти (2-  7%) дают высокодисперсные эмульсий. С увеличением же обводненности нефти дисперсность эмульсий нефтей Западного Казахстана снижается.

На  нефтяных  эмульсиях Западного Казахстана в  первую очередь испытаны водо-нефте-растворимые неионогенные и водо-растворимые  ионогенные  ПАВ:   дипроксамин   157,  проксанол 305, оксифос,    реагенты     4411, Л-1738, S-2220, СД-171, R-12 оксайд, ПАВ-4, ОФС, ОЖК, ОП-10. АНП-2, ДИ-246 и другие. В связи с этим были выполнены исследований поверхностного натяжения  растворов ПАВ на  границе с различными типами нефтей Западного Казахстана т.к одним  из основных свойств деэмульсаторов  является  их способность снижать поверхностное натяжение на границе раздела нефть-водный раствор ПАВ. Из практики и литературных данных  известно, что, при прочих одинаковых условиях, в большинстве   случаев,   наиболее   эффективными оказываются деэульгаторы, максимально снижающие поверхностное натяжение. Однако, в работе показан,  что реагенты ОП- 10, S -2220, сильно снижающие поверхностное натяжение на границе раздела с нефтями Западного Казахстана так же, как и 4411, проксанол 305 и другие, имеют меньшую деэмулгирующую способность по сравнению с последними. Удельный расход ОП-10 для полного  обезвоживания   этих  нефтей,  в  частности   нефти     IV типа при  прочих равных условиях, в 2-2,5 раза выше расхо­да 4411.

Исследования также показали, что наибольшее снижение  поверхностного натяжения в присутствии деэмульсаторов наблюдается на границе с нефтями I и II типов, наименьшее с нефтями IV типа.

Поверхностное натяжение нефти на границе с растворами ПАВ снижается при нагреве их до определенной температуры В частности, на границе 0,1%-ного раствора проксанола 305 нефть IV типа при нагреве от 20 до 80°С снижает поверхност­ное натяжение от 6.9 эрг/см2 до 4,0 эрг/см2.

При нагреве водных растворов ПАВ выше  температуры помутнения   (90-100°С)   наблюдается   резкое  повышение  поверхностного натяжения и образование смолообразного осадка, например, для реагентов 44111, Л-1738. При этом деэмульгирующая способность ПАВ резко снижается. Такое свойство некоторых неионогенных веществ выпадать в осадок при соот­ветствующем нагреве предложено использовать как метод ко­личественного определения ПАВ в водных растворах. Этот метод, защищенный авторским  свидетельством, можно   использовать не только в нефтяной  промышленности, но и в любой другой отрасли, где применяются  подобные  ПАВ, На основе этих исследований рекомендовано не производить нагрев неио­ногенных ПАВ выше температуры помутнения, что позволяет полностью сохранить их активность.

Без добавления деэмульсатора эмульсин нефтей II-IV типов Западного Казахстана, даже при высоких температурах, прак­тически не разрушаются. Исключение составляют эмульсин нефтей I типа, которые при нагреве значительно теряют свою устойчивость. При добавке же деэмульсаторов эмульсии нефтей Западного Казахстана разрушаются при нагреве даже до 20-40°С, т. к уже в пределах этих температур уменьшается устойчивость адсорбционного стоя и увеличивается скорость осаждения диспергированных капель воды. Расчет скорости осаждения капель воды различной величины показывает, что она сильно зависит от вязкости. С увеличением нагрева вяз­кость уменьшается, а скорость осаждения капель возрастает. Однако, вязкость нефтей Западного Казахстана с увеличением тем­пературы уменьшается неодинаково. Так. вязкость нефтей  I и II  типов,  в основном, снижается  при  нагреве до 30-40°С, а нефтей III  и IV типов    при 50-60°С. В пределах этих температур происходит наиболее успешное их обезвоживание. Дальнейший нагрев вытыкает  лишь незначительное снижение вязкости, поэтому чрезмерное увеличение температуры почти не влияет на уменьшение расхода реагента и увеличение эффективности обезвоживания нефтей Западного Казахстана.

В процессе эксплуатации  нефтяных месторождений содержание воды и нефти изменяется в широких пределах. С изменением обводненности нефти изменяется и устойчивость эмульсий. В связи с этим исследовалась устойчивость эмульсий с содержанием воды от 2 до 50% и более но общепринятой методике с применением отечественных и зарубежных деэмульгаторов.

Исследования показали, что малообводненные эмульсии в силу их высокой дисперсности обладают высокой устойчивостью, требуют для их разрушения, при прочих одинаковых условиях, значительно больших расходов деэмульсатора. Так обезвоживание нефти IV типа при 2%-'ной обводненности про­исходит при расходе дипроксамина 157 в пределах 110 г/т при температуре 40°С и времени отстоя 2 часа С увеличением обводненности до 10% и выше расход деэмульгатора идет на снижение и при обводненности 50% расход деэмульгатора составляет   47 г/т. [2]

Рекомендуется обезвоживать (обессоливать) нефти термохимическим способом:

а) I  типа при нагреве до 30-40С с применением деэмульгаторов-    дипроксамина    157   из   расчета   20 -25   г/т,   реагента 4411-10- 20 г/т, проксанола 305 -20-30 г/т. ОФС -20 -30 г/т, ОП-10- 30-40 г/т, ОЖК    40-50  г/т при  отстое то 1.2-1,5 часов. Дальнейшее повышение нагрева неэкономично и не при водит к заметному снижению расхода деэмульсатора и скорости отстоя, т. к. вязкость этих нефтей при более высоких температурах практически не меняется.

б) II  типа  при нагреве до 40°С с применением деэмульгаторов-дипроксамина   157  из  расчета   40  г/т,   проксанола 305- 60 г/т, проксамина 385   -50 г/т, реагента   4411 -30 г/т, ОЖК 90 г/т, ОП-10-100  г/т при отстое до 1,5 часов. Дальнейшее  по­вышение нагрева неэкономично.

в) III   типа  при   нагреве до 50    50 С  с  применением   де-    эмульгатора   дипроксамина   157- 60   г/т,   Проксанола   305-75 г/т, реагентов типа  4411-50  г/т при  отстое до  2,0 часов.

г) IV типа при нагреве до 60°С с применением деэмульгаторов-дипроксамина 157-80 г/т, проксанола 305- 90 г/т, реагентов типа 4411- 70 г/т, при отстое до 2,0 часов.

 

Список литературы:

1. Э.М. Мовсумзаде, Б.Н. Мастобаев, С.Зорина, Т.В. Дмитриева. Некоторые химические препараты для подготовки нефти к переработке и транспорту // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2000. – № 12 – С. 38-43.

2. А. А. Абрамзона. Эмульсии / Под ред.— М.: Химия, 1972. — 447 с.

3. С.А. Балезин, Б.В. Ерофеев, Н.И. Подобаев. Основы физической и коллоидной химии. М.: Просвещение, 1975. — 398 с.