Определение состава компонентов полимеров-деэмульгаторов разложения водонефтяных эмульсий

В настоящее время практически на всех месторождениях получение товарной обезвоженной нефти достигается введением специальных поверхностно-активных реагентов — деэмульгаторов. Поскольку стоимость нефти на мировом рынке снижается при содержании в ней воды более 0,2%, при более 0,5% считается некондиционной и подлежит переработке, то требования к эффективности деэмульгаторов весьма высоки.

Однако до настоящего времени основным условием необходимой эффективности деэмульгаторов считался подбор для нефти конкретных месторождений. Причем этот подбор осуществляется в основном лишь эмпирически: перебором возможных вариантов смесей из нескольких реагентов и проверкой их действия на те или иные водонефтяные эмульсии. Из-за отсутствия научных основ получения композиционных деэмульгаторов существенного повышения их эффективности за последние полвека не произошло, в то время как большинство других технологий претерпело кардинальное изменение [1].

Как показано в работах [2,3], исследование процессов разрушения водонефтяных можно осуществлять, используя в качестве обьекта исследования не модельные жидкости, а нефти. Поэтому в качестве объекта исследования выбраны реальные водонефтяные эмульсии, отобранные с месторождения Курук.

Деэмульгирующая эффективность реагентов оценивалась по общепринятой методике определения скорости разрушения искусственных водонефтяных эмульсий методом «Bottle Test» («бутылочной пробы»). Этот метод заключается в измерении высоты столба выпавшей воды из водонефтяной эмульсии с течением времени. Изменение температуры эмульсий или растворов деэмульгаторов осуществлялось с помощью термостата.

Условия опыта: Температура – 60oС, длительность опыта – 120 мин, С деэмульгатора – 50 ppm (применяемая дозировка на месторождении - 50 ppm).

За основу для разработки составов деэмульгаторов взяты компоненты фирмы BASF Chemical Company, представляющие собой следующие полимеры:

• 1. Алкоксилированные смолы, как правило, являющиеся основной частью деэмульсирующей композиции.

• 2.    Блоксополимеры окиси этилена и пропилена (ЭО/ПО), использующийся для обработки тяжелых нефтей, повышения границы раздела фаз, очистки и повышения прозрачности воды.

• 3.    Полиэфирполиолы, которые могут быть использованы в сочетании с полиаминами и заменять алкоксилированную смолу.

• 4.    Блок сополимеры ЭО/ПО тетрола, который также в сочетании с алкоксилированными смолами используется для обработки тяжелых нефтей, увеличения границы раздела фаз, очистки и повышения прозрачности воды.

• 5.    Алкоксилированный полиэтиленимин (ПЭИ). Эти полиэтиленимины, которые часто используются в сочетании со алкоксилированными смолами для обработки тяжелых нефтей.

Их применение способствуют повышению прозрачности воды и обессоливанию. В качестве параметров по определению деэмульгирующей активности были выбраны скорость отделения связанной воды, доля остаточной эмульсии, качество подготавливаемой нефти и состояние раздела фаз. Полученные характеристики сравнивались с применяемым на месторождении Курук деэмульгатором Dissolvan-4411.

Установлено, что для нефти месторождения Курук наибольшей деэмульгирующей активностью, в сравнение с Dissolvan-4411, обладает алкоксилированная смола. По уменьшению активности изученные компоненты распологаются в ряд: Алкоксилированная смола > алкоксилированные ПЭИ > полиэфирполиолы > Dissolvan-4411> блок сополимеры ЭО/ПО > блок сополимеры ЭО/ПО тетрола > без деэмульгатора. Без добавления деэмульгатора отделение воды практически не происходит. Так, остаточная эмульсия после двухчасового отстоя водонефтяной эмульсии с деэмульгаторами BASF Chemical Company составляло менее 2% воды, вместо 7% воды для используемого в настоящее время деэмульгатора DissolvanV-4411.