В статье авторы рассматривают нефтяные эмульсий, стабильность эмульсий, разрушение эмульсий с использованием различных деэмульгаторов.
Ключевые слова: эмульсия, деэмульгаторы, деэмульгирование, обезвоживание.
Исследование остатков топлива является одним из наиболее важных мероприятий в современном обществе из-за большого потребления продуктов, полученных из топлива, в нескольких областях. Чтобы покрыть спрос на новые резервуары, в последние годы активизировался поиск новых месторождений. В Бразилии разведка новых нефтяных скважин под водой открыла несколько новых возможностей, и в то же время это потребовало технологического расширения в области разведки, обработки и контроля за нефтью, помимо продуктов и отходов, которые образуются в результате этой деятельности [1].
Легкие плотные углеводороды перемещались к местам разрыва и превращали часть воды из пласта в углеводородные резервуары. Следовательно, эти породы-коллекторы обычно содержат нефтяные углеводороды (жидкие и газообразные) вместе с водой. Поток ресурсов через подземные воды может подниматься выше или ниже углеводородной зоны, вытекать изнутри углеводородной зоны или вытекать из закачиваемых жидкостей и добавок во время производственной деятельности. Этот тип воды часто рассматривается как «связанная вода» или «пластовая вода» и становится пластовой водой при добыче нефти, поскольку эти жидкости выносятся на поверхность. Добытую воду можно определить как воду, которая поднимается на поверхность вместе с углеводородным ресурсом и выносится на поверхность вместе с сырой нефтью или природным газом.
Однако углеводородные соединения представлены на поверхности в виде текучей смеси. Состав смеси обычно зависит от природы извлекаемых углеводородов. Комбинация обычно содержит жидкие и газообразные углеводороды, растворенные или твердые загрязняющие вещества, воду, твердые частицы, такие как соли, ил, песок, железо и добавки, такие как химические соединения и закачиваемые жидкости во время добычи и разведки. Кроме того, процесс добычи включает в себя удаление воды, и это может привести к миграции природного газа в другие скважины. Образование воды при добыче метана угольных пластов (куб.м) также относится к категории пластовой воды. Есть некоторые сходные свойства между этим типом добываемой воды и водой при добыче нефти или обычного газа, но они могут сильно отличаться по составу [2]. Кроме того, большинство месторождений нефти часто имеют более высокое содержание воды и мелких фракций, в то время как такое сочетание мелких фракций и высокого содержания воды позволяет получать очень стабильные эмульсии сырой нефти. Увеличение вязкости эмульсии из-за большого количества мелких капель воды часто приводит к увеличению стоимости ее подготовки. Эмульсия может быть получена из-за контакта между двумя нерастворимых друг в друге жидкостей, присутствия эмульгирующих соединений в сырой нефти, например асфальтенов, а также активизации турбулентности во время добычи. В то время эмульсии типа В/Н очень распространены в нефтяной промышленности по сравнению с другими типами эмульсий.
Асфальтены рассматриваются в качестве основного параметра для стабилизации воды в нефтяной эмульсии даже при низком содержании. Проблема отделения воды или расщепления воды в нефтяной эмульсии возвращается к истокам добычи сырой нефти. Эмульсия в нефтяной промышленности очень нежелательна, и в то же время образование эмульсии неизбежно. Эмульсия должна быть разделена на две фазы перед транспортировкой и процессом переработки и соответствовать определенному стандарту остаточного содержания воды и солей, при этом содержание воды должно составлять менее 1 %. Процесс расщепления эмульсии на двухфазную называется деэмульгацией. Кроме того, процесс деэмульгации является очень сложным процессом, как правило, существует три основных метода деэмульгации: физический, химический и биологический. Эффективность методов зависит от способности минимизировать стабильность эмульсии до тех пор, пока не произойдет разделение. В нефтехимической промышленности эмульсия должна быть разделена на две фазы перед дальнейшим процессом переработки.
Деэмульгаторы или поверхностно-активные вещества представляют собой органические частицы, которые состоят из двух частей: полярной части, привлекательной для водной фазы (гидрофильной), и неполярной части, привлекательной для масляной фазы (гидрофобной). В основном существует четыре вида поверхностно-активных веществ: неионное, ионное, амфотерное и полимерное поверхностно-активное вещество [3].
При добыче сырой нефти и газа в основном образуется пластовая вода. Как правило, добыча нефти и газа из недр сопровождается использованием воды или рассола, которые также обозначаются как пластовая вода. В конце срока службы коллекторов, особенно после использования вторичных или третичных методов добычи, количество добываемой воды из скважин увеличивается и обычно превышает объем углеводородов, добытых ранее, по сравнению с первой стадией добычи. Процентное содержание воды, добываемой из водохранилищ, в основном зависит от двух факторов: местоположения и возраста водохранилища. Как правило, среднее значение для добываемой воды может варьироваться от нескольких процентов на первой стадии добычи до более чем 95 % в конце эксплуатации. Эксперты подсчитали, что на каждый баррель сырой нефти приходится три барреля добытой воды, что означает, что более половины добычи в пласте приходится на воду [4]. Существует два основных способа удаления пластовой воды.
Наиболее важным в процессе деэмульгирования является удаление примесей, соли и воды из смеси. Технология опреснения зависит от концентрации соли в воде и совместимости технологии с высокой концентрацией загрязняющих веществ в добываемой воде. Существует несколько методов деэмульгирования. Наиболее распространенными являются электрическая сепарация, химическая обработка и мембранная фильтрация. Деэмульгирование можно определить как процесс разделения сырой нефти на двухфазную сырую нефть и воду. Как правило, метод деэмульгирования можно оценить по трем пунктам, как показано ниже.
– Время или скорость процесса разрушения эмульсии.
– Эффективность процесса разделения эмульсии сырой нефти.
– Качество удаления отделенной воды.
Производители сырой нефти отдают предпочтение высокой эффективности разделения с минимальными затратами времени и наилучшему способу утилизации воды. Существуют технические требования к сырой нефти перед ее отправкой на нефтеперерабатывающий завод или транспортировкой по трубопроводам, например, сырая нефть должна содержать менее 0,2 % воды и осадка и менее 10 % соли, и эти технические требования зависят от производителя сырой нефти. Как правило, преимущество использования методов МУН заключается в повышении эффективности микроскопического вытеснения, получаемого при заводнении водой.
Однако методы МУН более дороги, чем очистка воды, и эти методы стали экономически привлекательными на огромных нефтяных месторождениях.
Одним из наиболее важных тестов, которые могут быть применены, является измерения стабильности эмульсии. Стабильность эмульсии — это легкость разделения эмульсии на две фазы, и существует несколько методов измерения стабильности эмульсии. Тест в колбе можно рассматривать как один из наиболее распространенных методов измерения стабильности эмульсии, при этом методе в эмульсию добавляют деэмульгатор ПАВ, и отмечают эффективность разделения с увеличением времени. Однако существует несколько методов тестирования в колбе, обычно для измерения отложений и воды в системе используется стандартная методика ASTM. Стабильность эмульсии связана с быстрым разрушением эмульсии со временем и концентрацией поверхностно-активного вещества. Например, при определенной дозе поверхностно-активного вещества стабильность эмульсии можно определить путем измерения процента отделения воды за определенный промежуток времени. В наши дни предложен новый метод количественного определения стабильности эмульсии [5]. Этот новый метод используется для определения стабильности эмульсии. Показатель по тесту используется для измерения стабильности эмульсии, при этом показатель начинается от нуля до 100 % общего разделения, и на этот процент влияет несколько факторов, таких как температура, доза поверхностно-активного вещества и тип поверхностно-активного вещества.
Межфазные пленки, в состав которых входят капли воды, отвечают за стабильность эмульсии. Эмульсия, которая распадается на межфазную пленку, должна быть разрушена, чтобы капли воды могли объединиться. Существует несколько факторов, которые могут способствовать ослаблению межфазной пленки, как показано ниже.
– Уменьшение перемешивания или силы сдвига.
– Утилизация твердых частиц.
– Повышение температуры.
– Контроль за содержанием эмульгаторов.
– Увеличение продолжительности времени.
В нефтяной промышленности существуют различные способы разделения эмульсии на нефть и воду. Кроме того, эти методы зависят от применения одного из приведенных ниже методов.
– Добавление химического ПАВ.
– Повышение температуры.
– Пропускание электрических полей для усиления коалесценции капель воды.
– Улучшение физических характеристик смеси.
В нефтяной промышленности важным методом является разрушение эмульсии путем химического деэмульгирования путем применения поверхностно-активных веществ или деэмульгаторов в качестве химических добавок. ПАВ используемые в качестве деэмульгаторов в основном состоят из двух частей: одна является гидрофильной, а другая — гидрофобной (рис. 1).
Рис. 1. Базовая схема молекулы поверхностно-активного вещества
Гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) деэмульгатора является важным фактором, который помогает определить степень вовлечения деэмульгатора в водную или масляную фазу. Поверхностно-активные вещества с высоким числом ГЛБ выше 10 являются гидрофильными и обладают высоким притяжением к водной фазе. В то время как поверхностно-активные вещества имеют ГЛБ ниже 10, они считаются липофильными поверхностно-активными веществами и притягиваются к масляной фазе. Параметр ГЛБ полезен при выборе деэмульгатора, так как поверхностно-активное вещество с ГЛБ от 8 до 11,63 должно обладать пищевыми характеристиками в водно-масляной эмульсии. Согласно ранее изученным данным, поверхностно-активное вещество со значением ГЛБ от 7 до 9 рассматривается как смачивающие агенты, в то время как поверхностно-активное вещество с ГЛБ (4–6) может применяться в качестве эмульгаторов, а поверхностно-активное вещество с ГЛБ (13–15) может применяться в качестве детергентов. Ученные [6] Фан и др. исследовали влияние числа ГЛБ на дестабилизацию воды в масляной эмульсии в соотношении (1:1) с использованием полиоксиэтиленфенолов в качестве неионного поверхностно-активного вещества. Результат показывает, что поверхностно-активное вещество с ГЛБ 14.2 обладает высокой эффективностью при торможении эмульсии, обратное поверхностно-активное вещество с высоким ГЛБ имеет меньшую эффективность, что может быть связано с взаимодействием компонентов сырой нефти с поверхностно-активным веществом и длинными оксиэтильными головными группами.
Литература:
1. Cassella, R.J., Dos Reis, L. G. T., Santelli, R.E., Oliveira, E.P., 2011. Direct determination of manganese in produced waters from petroleum exploration by electrothermal atomic absorption spec¬trometry using Ir-W as permanent modifier. Talanta 85 (1), 415¬419.
2. Veil, J.A., Puder, M.G., Elcock, D., Redweik Jr, R.J., 2004. A white paper describing produced water from production of crude oil, natural gas, and coal bed methane.
3. Cullum, D., 1994. Surfactant types; classification, identification, separation. In: Introduction to Surfactant Analysis. Springer, pp. 17–41.
4. Fakhrul-Razi, A., Pendashteh, A., Abdullah, L.C., Biak, D. R. A., Madaeni, S.S., Abidin, Z.Z., 2009. Review of technologies for oil and gas produced water treatment. J. Hazard. Mater. 170 (2–3), 530–551.
5. Kokal, S., Wingrove, M., 2000. Emulsion separation index: from laboratory to field case studies. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
6. Fan, Y., Simon, S., SjSblom, J., 2009. Chemical destabilization of crude oil emulsions: effect of nonionic surfactants as emulsion inhibitors. Energy Fuels 23 (9), 4575–4583.
