Лабораторные исследования высокоэффективных композиций

В ряде нефтяных месторождений Азербайджана в извлеченных продуктах наблюдаются высокие уровни тяжелых углеводородов (асфальтен-смола-парафин (АСП)). Известно, что соединения АСП характеризуются высокими температурами кристаллизации, что отрицательно сказывается на качестве нефти и затрудняет транспортировку нефти из-за образования отложений АСП в трубопроводах [1-5].

Орошение нефти усиливает образование осадка, повышает температуру его замерзания и увеличивает вязкость. На многих нефтяных месторождениях содержание воды в продукте превышает 90%. При совместном движении нефти, газа и воды по нефтепромысловым коммуникациям в результате смешения фаз образуются различные типы эмульсий и их смесей [6,7]. Процессы обезвоживания и обессоливания нефти важны с точки зрения совершенствования технологии переработки нефти и снижения затрат на ее транспортировку. Осложнения при дегидратации и обессоливании тяжелых и высоковязких нефтей, способных образовывать устойчивые эмульсионные системы, обычно возникают из-за наличия в эмульсиях различных типов смесей, которые также необходимо удалять наиболее эффективными методами. Основным аспектом при приготовлении таких нефтей является разработка композиции деэмульгаторов, так как, существующие реагенты, первоначально используемые при дегидратации и обессоливании нефтяных эмульсий, содержащих большое количество различных смесей, менее эффективны.

Деэмульгаторы, как и другие реагенты в нефтехимии, выбираются в соответствии с алгоритмом: лабораторное испытание - промышленное испытание - промышленное применение. Как правило, при лабораторных испытаниях деэмульгаторов используются как можно более свежие образцы эмульсий. Эмульсии легких нефтей быстро изменяют свои свойства и стареют, а образец, взятый всего несколько часов назад, теряет свое первоначальное состояние. С другой стороны, эмульсии тяжелых нефтей не стареют быстро, таким образом, эти эмульсии можно использовать в течение 24 часов или дольше. Если невозможно получить свежую нефтяную эмульсию перед каждым испытанием партии, то это следует делать не реже одного раза в день [8,9].

Неудовлетворительное качество нефти, получаемой по технологии, разработанной на многих месторождениях, приводит к образованию эмульсионных слоев вторичного происхождения, нефтешламов и других отходов. В связи с этим, модернизация технологии, решение интенсификации процессов дегидратации реологически сложных нефтей, способных образовывать устойчивую эмульсию, приводит к улучшению качества товарной нефти и экологической обстановки в нефтедобывающих регионах.

Современная технология применения деэмульгаторов основана на сложных физических (растворение, диффузия, седиментация), физикохимических (адсорбция на поверхности раздела фаз нефть - вода, коалесценция) и коллоидно-химических (смачивание, пептизация, флокуляция и др.) процессах. Обработка нефтяной эмульсии деэмульгатором приводит к глубоким качественным изменениям в механизме ее стабилизации и разделению нефтяной эмульсии на исходные фазы. Таким образом, цель технологии применения деэмульгаторов -обеспечить эффективное разложение нефтяных эмульсий, в отрезке, начиная от пунктов группового сбора, до товарных цистерн нефтехранилищ [10].

При добыче нефти из продуктивных пластов на определенной стадии в скважинах появляется вода. Вода, движущаяся в пласте, смешивается с нефтью, поступающей из орошаемых интервалов пласта. Водонефтяная смесь, совместно движущаяся в пласте, скважине и устьевых коммуникациях, постоянно и интенсивно перемешивается, в результате чего происходит диспергирование капель нефти и воды. Компоненты поверхностно-активного вещества в нефти, кристаллы парафина, механические смеси на поверхности капель предотвращают их сближение.

Когда вода присутствует в поднимаемой жидкости, высокая скорость диспергированной воды и нефти в зоне ствола скважины и наличие в нефти природных стабилизаторов эмульсии - асфальтенов и смол, часто приводит к образованию устойчивых водонефтяных эмульсий. Реологические свойства таких эмульсий, особенно эмульсий типа «вода-нефть», мало изучены. Однако установлено, что все они относятся к неньютоновским жидкостям [11]. Показано, что азербайджанские водонефтяные эмульсии проявляют пластический характер. Установлено, что эмульсии в «вода в нефти» также вязкопластичные и псевдопластичные [12].

Устойчивость эмульсии очень зависит от ее дисперсности. Самые устойчивые эмульсии имеют размер капель 0,1-20 мкм. Разложение эмульсии связано с серьезными технологическими и техническими трудностями. Высокая вязкость и долговечность эмульсий на нефтедобыче и сложность их разрушения также усложняют транспортировку и подготовку нефти на месторождениях. Нефтегазовые компании нагревают эмульсию или добавляют специальные реагенты (деэмульгаторы) для ее разрушения. Термическое разложение эмульсии приводит к потере легких фракций, испаряющихся из нефти, и увеличивает стоимость эксплуатации скважин, по причине дороговизны деэмульгаторов. Их получение создает трудности. Если чистая нефть добывается из одних эксплуатационных скважин, а эмульсия из других, их нужно собирать в разные емкости, что приводит к расширению резервуарного парка. Кроме того, образование эмульсии резко увеличивает вязкость жидкости, что, в свою очередь, приводит к снижению пропускной способности грузоподъемника и дебета скважины.

Целью работы является разработка нового композиционного деэмульгатора с высокой деэмульгирующей способностью к агрегатноустойчивой нефтяной эмульсии и его испытание в процессе первичной подготовки нефти.

Методология исследования

При лабораторных испытаниях использовался метод «бутылочного теста» (статическое осаждение) [13]. Обезвоживание водно-нефтяных систем с реагентами определяли по объему воды, выделенной из эмульсий в разное время, с помощью вышеупомянутого метода «бутылочного теста». Количество воды в нефти определялось по методу Дина-Старка.

Лабораторные испытания моделировали с учетом конкретных технологических режимов (температура сепарации, время обезвоживания, гидродинамические характеристики, дозирование, орошение продуктов).

Основными критериями оценки являются динамика обезвоживания нефти, количество остаточной воды в нефти в соответствии с ГОСТ 39133-81, качество воды и стенки отстойных цилиндров (визуально).

Для процесса термохимической деэмульсификации в лаборатории использовались следующие композиции:

• 1.    Диссолван-4411 + Алкан 415 = 1: 1

• 2.    Алкан-415 + Диссолван4411 = 2: 1

В настоящем исследовании в лабораторных условиях проводились эксперименты по обезвоживанию нефтяных эмульсий месторождения Мурадханлы с нормой орошения 44 и 72% (по массе).

Выбор этой нефти обусловлен тем, что на существующем месторождении для увеличения добычи нефти используются химические реагенты, применение которых приводит к увеличению устойчивости водонефтяных эмульсий.

Кроме того, нефть в этом месторождении содержит стабилизаторы как парафинового, так и асфальто-смолистого типа и со временем образует прочные эмульсионные системы.

Исследуемые образцы эмульсии помещают в специально градуированные осадители на 100 мл с коническим дном, в каждый из которых с помощью шприца-микродозатора добавляются деэмульгаторы в заранее рассчитанном количестве. Осадители плотно закрывают и встряхивают вручную в течение 10 минут для равномерного распределения деэмульгаторов в объеме нефтяной фазы и хорошего перемешивания.

Расчет доз деэмульгатора основан на начальном орошении водонефтяных эмульсий без учета плотности деэмульгатора и плотности нефтей.

Расход композиций при лабораторных испытаниях - для Диссолван-4411 + Алкан 415 = 1: 1 составляет –300, 350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750,800, а для Алкан-415 + Диссолван-4411 = 2:1 –400, 450, 500, 550,

• 600,    650, 700 г / т. Эксперименты проводились при 60 и 70 ° C в течение 45,

90, 150, 200 и 240 минут.

Объем раствора деэмульгатора, дозированного по массе эмульсии, рассчитывается по следующей формуле:

Va =

m(100 - W_or)O_p

,(мкл)

где: m - масса эмульсии, мл;

О p - заданная доза деэмульгатора, q / т;

W or - начальная средняя норма орошения эмульсии,%.

После перемешивания в шейкере осадители с водонефтяными эмульсиями, обработанными деэмульгаторами, помещают в термостат на время, соответствующее нахождению эмульсии в трубопроводах и технологических    нефтедобывающих    установках.    Температура термостатирования соответствует технологическому температурному режиму обезвоживания нефтей. Количество воды, выделяемое через заранее выбранные интервалы времени, записывается. Кроме того, визуально анализируется качество воды, выделяющейся после обезвоживания нефти. Затем специальный пробоотборник отбирает пробу нефти для определения количества остаточной воды на уровне 10 мм выше границы раздела фаз нефт-вода (ГОСТ 2477-65). Степень обезвоживания эмульсий рассчитывается исходя из объема воды, выделенной с течением времени, зная начальную степень орошения водонефтяной эмульсии.

Степень обезвоживания (%)

объем выделённой воды , --100 начальная степень орашения

Методика определения эффективности деэмульгаторов в лабораторных условиях состояла из сравнительных экспериментов. Цель существующих тестов - выбрать более эффективный продукт, чем ряд протестированных продуктов.

Результаты и их обсуждение

Был использован относительно простой метод отделения воды от сырой нефти - химический метод при атмосферном давлении с использованием деэмульгаторов. Относительно быстрым методом сравнительной оценки деэмульгирующей активности химических реагентов является широко используемый метод “бутылочный тест” ("Bottle Test"). Исходя из этого, лабораторные испытания по деэмульгированию водонефтяных эмульсий месторождения Мурадханлы проводились по стандартной методике «бутылочного тестирования проб» в свежевыбранных природных устойчивых водонефтяных эмульсиях, в условиях, максимально приближенных к условиям подготовки нефти в установках нефтедобычи.

В результате лабораторных исследований оценена динамика водоотделения и степень остаточного орошения нефтяной фазы (глубина обезвоживания нефти).

В таблице 1-3 показана динамика отделения воды при 60 и 70 ° C и остаточное количество воды при различных концентрациях композиций. Общая продолжительность процесса деэмульгирования составила 240 минут.

Таблица 1Результаты деэмульсификации нефти Мурадханлы при 60°С

Название реагента	Расход реагента, г/т	Количество сброса воды при просадке (мин), (%)					Количество остаточной воды , %
		45	90	150	200	240	Перед деэмульгирован ием	После деэмульгирован ия
Без	-	24,0	31,0	38,0	41,0	42,0	52	58

реагентов
Диссольва н-4411 + Алкан 415=1:1	300	39,1	52,2	73,1	91,0	91,6	52	8,4
	350	40,2	62,0	87,3	94,5	95,0		5,0
	400	43,0	68,4	89,0	95,8	96,0		4,0
	450	55,3	74,2	90,3	96,1	96,4		3,6
	500	57,2	83,4	92,1	96,5	97,0		3,0
	550	59,6	93,4	96,0	97,6	98,2		1,8
	600	56,7	95,8	97,9	98,1	98,5		1,5
	650	73,3	97,5	98,6	98,7	98,8		1,2
	700	76,6	98,8	98,9	99,3	99,5		0,5
	750	79,7	98,9	99,4	99,5	99,7		0,3
	800	84,3	99,4	99,6	99,8	99,9		0,1

Таблица 2

Результаты деэмульсификации нефти Мурадханлы при 70 ° С

Название реагента	Расход реагента, г/т	Количество сброса воды при просадке (мин), (%)					Количество остаточной воды , %
		45	90	150	200	240	Перед деэмульгирован ием	После деэмульгирован ия
Алкан-415 + Диссолва н4411 = 2: 1	300	27,5	62,8	80,2	89.1	89,3	52	10,7
	350	28,3	65,6	82,0	93.1	93,6		6,4
	400	28,4	67,5	83,5	94.6	95,3		4,7
	450	28,9	68,5	83,8	96.0	96,2		3,8
	500	29,4	72,0	88,5	96.2	96,5		3,5
	550	30,2	75,3	94,1	97.0	97,1		2,9
	600	34,5	78,8	96,2	97.2	97,5		2,5
	650	38,5	80,3	98,2	98.6	98,7		1,3
	700	42,4	84,6	98,5	98.6	98,9		1,1
	750	47,4	87,8	99,1	99.2	99,4		0,6
	800	59,8	96,5	99,3	99.5	99,6		0,4

Таблица 3.

Остаточное количество воды при различных концентрациях композиций

Название реагента	Расход реагента, г/т	Количество сброса воды при просадке (мин), (%)					Количество остаточной воды , %
		45	90	150	200	240	Перед деэмульгировани ем	После деэмульгирован ия
Диссолва	400	53,4	71,5	94,6	98,7	98,8	52	1.2

н-4411 + Алкан 415 = 1: 1	450	59,7	77,4	95,7	98,6	98,9		1.1
	500	60,7	80,6	97,7	98,8	99,1		0.9
	550	63,5	83,2	97,8	99,0	98,3		0.7
	600	66,9	85,8	99,0	99,2	99,4		0.6
	650	76,7	90,3	99,5	99,7	99,7		0.3
	700	77,8	90,6	99,4	99,6	99,8		0.2
Алкан-415 + Диссолва н4411 = 2: 1	400	47,5	77,9	93,8	98,1	98,2	52	1.8
	450	49,3	79,7	97,5	99,0	99,1		0.9
	500	50,8	82,9	97,5	99,2	99,3		0.7
	550	50,8	87,7	97,8	99,3	99,5		0.5
	600	51,6	90,5	98,6	99,4	99,6		0.4
	650	51,9	91,6	99,3	99,5	99,7		0.3
	700	52,7	95,9	99,4	99,6	99,8		0.2

Как видно из таблиц, с увеличением концентрации композиции при обеих температурах эффективность деэмульгирования увеличивается, и наилучший результат наблюдается при концентрации 800 г / т композиции Диссолван-4411 + Алкан 415 = 1: 1 при 60 ° C

Полученные результаты

• 1.    Впервые в лабораторных условиях на основе деэмульгаторов Dissolvan-4411 и Alkan-415 были приготовлены композиции Dissolvan-4411 + Alkan 415 = 1: 1, Alkan-415 + Dissolvan4411 = 2: 1 и исследованы их влияния на процесс деэмульгирования устойчивых водонефтяных эмульсий месторождения Мурадханлы. Лабораторные испытания проводились для Диссолван-4411 + Алкан 415 = 1: 1 с расходом композиции 300,350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750,800, а для Алкан-415 + Диссолван 4411 = 2: 1 с расходом композиции 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700 г / т при 60 и 70°C, в течение 45, 90, 150, 200, 240 минут.

• 2.    По результатам лабораторных испытаний установлено, что композиции демонстрируют хорошую динамику седиментации по сравнению с базовыми реагентами за счет синергетического действия компонентов и при 60, 70^oC обеспечивают высокую степень разложения устойчивых водонефтяных эмульсий.

• 3.    Максимальное количество воды, высвободившееся при обезвоживании нефти месторождения Мурадханлы, наблюдалось при температуре

  60°С при использовании композиции Диссолван-4411 + Алкан 415 = 1: 1.