Вдосконалення процесу зневоднення та знесолення нафтових емульсій неіоногенним деемульгатором

50 - 17, 83 3, 89 2, 55

70 - 16, 90 1, 40 0, 85

100 - 14, 16 0, 35 0, 11

гнідинцівської нафти 

0 24, 85 24, 85 24, 85 24, 85

10 24, 85 16, 54 8, 57 6, 81

30 14, 84 10, 86 4, 52 3, 43

50 11, 40 3, 83 1, 86 1, 42

70 8, 60 2, 86 1, 67 1, 08

100 6, 01 2, 65 0, 81 0, 07

західносибірських нафт

0 17, 00 17, 00 17, 00 17, 00

10 16, 93 16, 92 14, 01 13, 73

30 14, 84 14, 66 13, 84 9, 42

50 14, 16 14, 06 8, 08 4, 93

70 12, 80 11, 75 7, 59 2, 29

100 9, 10 8, 94 6, 62 0, 56

 

ПМ 70-100 г/т та температурах 333-353 К. Для нафти з асфальтеновим типом стабілізатора – 100 г/т та 353 К.

Враховуючи дані стосовно дисперсності емульсій випробовуваних нафт встановлено залежності зміни вмісту залишкової води від кількості деемульгатора на одиниці міжфазної поверхні (рис. 3). При низьких температурах (293-313 К) найстійкішими є емульсії нафт з парафіновим (долинська) та асфальтеновим (західносибірська) типами стабілізаторів. Нафтова емульсія із змішаним типом стабілізатора (гнідинцівська) виявилась менш стійкою. Із підвищенням температури різниця в стійкості емульсій нафт із парафіновим та змішаним типами стабілізаторі зменшується (див. рис. 3 г і д). Очевидно, це пояснюється переходом парафінових компонентів стабілізатора в дисперсну фазу (вирівнюються агрегативні стійкості) і зниженням в’язкості нафт (вирівнюються седиментаційні стійкості). Нафта з асфальтеновим типом стабілізатора залишається стійкою навіть при високих температурах (353 К) і потребує для руйнування емульсії більші в 2-3 рази кількості деемульгатора ПМ.

При температурі 333 К мінімальна кількість деемульгатора ПМ на одиниці міжфазної поверхні для забезпечення ефективного зневоднення становить: для емульсій з парафіновим та змішаним типом стабілізаторів – 7-7, 5 г/см2•108. При температурі 353 К: для емульсій з парафіновим та змішаним типом стабілізаторів – 7-7, 5 г/см2•108, з асфальтеновим типом стабілізатора – 15 г/см2•108.

Знесолюючу здатність деемульгатора ПМ визначали за ступенем знесолення та залишковим вмістом солей після обробки нафт західносибірських родовищ. Вибір цієї нафти пояснюється високою стійкістю її емульсій та тим, що в Україні нафти такого типу підготовляють на нафтопереробних заводах. Аналогічно промисловим схемам установок знесолення до нафти додавали пастковий продукт (суміш заводських вод з нафтопродуктами) та газоконденсат. Порівнювали знесолюючі здатності деемульгаторів ПМ та Kamelix фірми ISI, який використовувався в Україні. Виявлено (табл. 4), що отриманий деемульгатор забезпечує вищий ступінь

 

Таблиця 4

Результати лабораторних випробувань деемульгаторів ПМ і Kamelix

при знесоленні нафти

Тип деемульгатора

Вміст, % мас.

Ступінь знесолення після обробки водою, % мас. Вміст в підготовленій нафті

пасткового

продукту конден-сату 1-ої 2-ої 3-ої солей,

мг/л води,

% мас. 

Kamelix 0 0 79, 97 81, 51 98, 46 3, 1 0, 12

ПМ 80, 50 82, 01 98, 49 3, 1 0, 77

Kamelix 0 0 81, 99 83, 00 98, 99 2, 2 0, 05

ПМ 82, 89 83, 88 99, 00 2, 2 0, 04

Kamelix 10 0 79, 25 84, 24 95, 00 11, 8 0, 06

ПМ 80, 91 85, 56 95, 34 11, 0 0, 05

Kamelix 0 10 69, 86 76, 62 93, 24 13, 9 0, 05

ПМ 75, 70 79, 63 96, 07 8, 3 0, 05

Kamelix 10 10 89, 16 91, 53 97, 63 7, 6 0, 12

ПМ 86, 61 88, 76 97, 85 7, 2 0, 09

 

зневоднення та знесолення ніж імпортний аналог як при підготовці нафти, так і в сумішах з пастковим продуктом та газоконденсатом.

Таким чином, в результаті проведених досліджень розроблено новий ефективний універсальний деемульгатор і визначені умови зневоднення та знесолення нафт з різними типами стабілізаторів емульсій в його присутності.

В шостому розділі приведені результати дослідно-промислових випробувань деемульгатора на нафтогазовидобувних підприємствах “Чернігівнафтогаз”, “Полтаванафтогаз” та Гнідинцівському ГПЗ в процесах підготовки нафти до її транспортування і на нафтопереробному заводі АТ “Укртатнафта” для подальшої переробки.

Характеристики нафт, які підготовлюються НГВП “Чернігівнафтогаз” та ”Полтаванафтогаз” аналогічні тим, які використовували при лабораторних дослідженнях деемульгатора ПМ. Зневоднюючу здатність ПМ випробовували на всіх об’єктах водовідділення нафти на лінії її транспортування від свердловин до товарного парку: груповій замірній установці (ГЗУ-1) – установках попереднього скидання води (УПС) – на дожимних насосних станціях (ДНС) – установці комплексної підготовки нафти (УКПН) Гнідинцівського газопереробного заводу.

Як видно (табл. 5), вміст води в підготовленій деемульгатором ПМ нафті не перевищує 1% мас. Аналогічно, як в лабораторних умовах, питомі витрати деемульгатора залежать від вмісту води, її дисперсності та температури відстоювання, є співрозмірними та знаходяться в межах 5-91 г/т.

 

Таблиця 5