Определение содержания хлористых солей в нефтях Узбекистана показывает, что в нефтях остается некоторое количество эмульгированной солёной воды, которое не поддается отделению обычно используемыми приёмами. В связи с этим нами было исследовано влияние различных деэмульгаторов при действии магнитного поля на глубину обессоливания Узбекистанских нефтей.
Известно, что при выборе деэмульгатора необходимо учитывать тип нефти (смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, механических примесей, интенсивность перемешивания, температуру, растворимость деэмульгатора в воде или углеводородах, стоимость препарата и т. д. [1]. Реагент, подобранный для данной эмульсии, эффективен только для нее и без предварительного исследования не может быть рекомендован для других эмульсий. Для исследования эффективности обезвоживания Узбекистанских нефтей нами были выбраны неионогенные нефтерастворимые деэмульгаторы: № 1 — Дисолван 4411 (далее дисолван), № 2 — К — 1, № 3 — К — 4.
Эффективность выбранных образцов в разрушении нефтяных эмульсий Узбекистанских нефтей демонстрируют данные табл. 1 и рис. 1–3. Анализ табл. 1 и рис. 1–3 показывает, что для всех рассмотренных образцов деэмульгаторов с ростом концентрации отмечается улучшение процесса обессоливания. Из исследованных деэмульгаторов наибольшую активность проявляет К-4, затем К-1. Наименьшая глубина обессоливания достигается с деэмульгатором Дисолван.
Рис. 1. Влияние концентрации деэмульгатора на содержание остаточных хлоридов в Кокдумалакской нефти
Рис. 2. Влияние концентрации деэмульгатора на содержание остаточных хлоридов в Шурчинской нефти
Рис. 3. Влияние концентрации деэмульгатора на содержание остаточных хлоридов в Жаркакской нефти
Таблица 1
|
Сырая нефть грозненских месторождений |
Концентрация деэмульгатора Q, ррm |
Содержание хлористых солей в нефти, мг/дм3 |
Глубина обессоливания, % |
||||
|
Деэмульгатор |
Деэмульгатор |
||||||
|
№ 1 |
№ 2 |
№ 3 |
№ 1 |
№ 2 |
№ 3 |
||
|
Кокдумалакская |
0 |
18,9 |
0 |
||||
|
5 |
9,4 |
4,9 |
3,4 |
50 |
74 |
87 |
|
|
25 |
8,7 |
4,0 |
1,3 |
54 |
79 |
93 |
|
|
50 |
8,3 |
3,3 |
0,6 |
56 |
82 |
97 |
|
|
100 |
8,0 |
3,0 |
0,2 |
57 |
84 |
99 |
|
|
Шурчинская |
0 |
25,6 |
0 |
||||
|
5 |
12,5 |
6,5 |
2,8 |
51 |
75 |
88 |
|
|
25 |
11,5 |
4,9 |
1,3 |
55 |
81 |
95 |
|
|
50 |
11,0 |
4,3 |
0,5 |
57 |
83 |
98 |
|
|
100 |
10,9 |
4,1 |
0,3 |
57 |
84 |
99 |
|
|
Жаркакская |
0 |
28,2 |
0 |
||||
|
5 |
14,1 |
7,6 |
3,9 |
50 |
73 |
86 |
|
|
25 |
13,3 |
6,4 |
2,6 |
53 |
77 |
91 |
|
|
50 |
12,7 |
5,4 |
1,4 |
55 |
81 |
95 |
|
|
100 |
12,3 |
4,9 |
0,8 |
56 |
82 |
97 |
|
Требуемая глубина обессоливания от хлоридов для нефтей Кокдумалакская и Шурчинская достигается при весьма высоких концентрациях — от 50 ррm и выше (около 0,5 мг/дм3 и менее) в случае применения деэмульгаторов К-1 и К-4. В то же время из рис. 1–3 следует, что увеличение концентрации деэмульгатора свыше 25 ppm незначительно улучшает процесс обессоливания. Поэтому при дальнейших исследованиях влияния магнитной обработки деэмульгаторов и нефти на процесс обессоливания нами выбрана Жаркакская нефть (самая «трудная») и деэмульгатор К-4 (самый эффективный). При магнитной обработке углеводородных эмульсий в ряде случаев улучшается их расслоение. Скорость расслоения эмульсии и степень их обезвоживания зависит от ряда параметров, среди которых наибольшее влияние оказывает магнитная индукция и скорость потока.
Метод магнитной обработки эмульсий можно сочетать с термическим и химическими методами. При комбинировании магнитной обработки с химическим методом, магнитной обработке может быть подвергнута как смесь исходной эмульсии с раствором деэмульгатора, так и раствор деэмульгатора с последующим его смешением с эмульсией [3]. На проточной установке магнитной обработки нефти изучали влияние магнитной обработки раствора деэмульгатора на эффективность обессоливания Жаркакская нефти.
Данные условий обработки раствора деэмульгатора для обессоливания Жаркакская нефти приведены в табл. 2.
Таблица 2
Условия обработки раствора деэмульгатора для обессоливания Жаркакской нефти
|
Условия обработки раствора деэмульгатора |
Содержание хлористых солей в нефти, мг/дм3 |
Глубина обессоливания, % |
||
|
Индукция обессоливания, В, Тл |
Концентрация деэмульгатора Q, ррm |
Скорость потока V, м/с |
||
|
исходная |
28,2 |
- |
||
|
0 |
5 |
0 |
3,9 |
86 |
|
0 |
25 |
0 |
2,6 |
91 |
|
0,08 |
5 |
0,2 |
2,0 |
92 |
|
0,15 |
5 |
0,2 |
1,8 |
94 |
|
0,08 |
25 |
0,2 |
1,3 |
95 |
|
0,15 |
25 |
0,2 |
1,1 |
96 |
|
0,08 |
5 |
1,2 |
2,5 |
90 |
|
0,15 |
5 |
1,2 |
2,0 |
93 |
|
0,08 |
25 |
1,2 |
2,3 |
92 |
|
0,15 |
25 |
1,2 |
1,9 |
92 |
Данные влияния магнитной обработки раствора деэмульгатора на глубину обессоливания Муллахалская нефти в сравнении с Кокдумалакской и Жаркакской нефтями приведены в табл. 3.
Таблица 3
Влияние магнитной обработки раствора деэмульгатора на глубину обессоливания Жаркакской нефти
|
Сырая нефть |
Содержание хлористых солей в нефти, мг/дм3 |
Глубина обессоливания, % |
|||||||
|
Исх. |
Концентрация деэмульгатора, ppm |
Концентрация деэмульгатора, ppm |
|||||||
|
0 |
5 |
25 |
50 |
0 |
5 |
25 |
50 |
||
|
Кокдумалакская |
18,9 |
14,2 |
5,0 |
3,4 |
- |
25 |
73 |
82 |
- |
|
Шурчинская |
25,6 |
- |
5,1 |
3,6 |
- |
- |
80 |
86 |
- |
|
Жаркакская |
28,2 |
17,1 |
5,3 |
1,9 |
1,6 |
39 |
81 |
93 |
94 |
Из табл. 3 видно, что для исследуемых нефтей наибольшая глубина обессоливания достигается для Жаркакской нефти при всех концентрациях вводимого в нефть деэмульгатора.
Анализ факторов магнитной обработки нефти показывает, что увеличение индукции магнитного поля и добавление деэмульгатора увеличивает глубину разделения эмульсии. Увеличение скорости потока через активную зону в изученном интервале снижает эффективность разделения эмульсии. Аналогичный, но менее выраженный эффект на обессоливание парафинистой нефти оказывает магнитная обработка раствора деэмульгатора, вводимого в нефть.
Литература:
Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. — М.: Химия, 2001. — 568 с.
Классен В. И. Омагничивание водных систем. М.: Химия, 1982. 296 с.