Подбор деэмульгатора для разделения водонефтяной эмульсии на месторождении
Автор: Гильванов Р.Е., Козлова Г.Г., Онина С.А.
Журнал: Бюллетень науки и практики @bulletennauki
Рубрика: Технические науки
Статья в выпуске: 8 т.11, 2025 года.
Бесплатный доступ
Представлены результаты исследования эффективности различных деэмульгаторов (ДЭ) для разделения водонефтяной эмульсии на месторождении. Проведен сравнительный анализ эффективности трех видов деэмульгаторов (ДЭ-1, ДЭ-2, ДЭ-3) в условиях высокого содержания солей в нефти. По результатам исследования установлено, что деэмульгатор ДЭ-1 существенно эффективнее базового, а также результативнее деэмульгаторов ДЭ - 2 и ДЭ - 3. Испытания проводились при концентрации деэмульгаторов 10 г/т, 20 г/т и 30 г/т.
Деэмульгаторы, водонефтяная эмульсия, динамика отделения воды
Короткий адрес: https://sciup.org/14133502
IDR: 14133502 | УДК: 665.622.42 | DOI: 10.33619/2414-2948/117/18
Текст научной статьи Подбор деэмульгатора для разделения водонефтяной эмульсии на месторождении
Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice
УДК 665.622.42
Современная нефтяная промышленность сталкивается с различными проблемами, одной из которых является необходимость эффективного разделения водонефтяных эмульсий. Эмульсии, образующиеся в процессе добычи и транспортировки нефти, представляют собой сложные системы, требующие применения специализированных методов и материалов для их разрушения и последующего извлечения товарной формы нефти [2].
Одним из ключевых аспектов данной задачи является подбор деэмульгатора — химического вещества, способного ускорить процесс разрушения эмульсий [4].
Рассмотрен процесс подбора деэмульгатора для водонефтяных эмульсий конкретного месторождения, учитывающий специфику используемых технологий, состав эмульсий и их физико-химические свойства [3].
Особое внимание уделено методам тестирования и оценки эффективности различных деэмульгаторов, что позволит установить наиболее оптимальное решение для конкретных условий эксплуатации.
Материал и методы исследования
Для проведения испытаний отбиралась нефть со скважины согласно ГОСТ 2517–2012 [1].
Готовились реагенты, учитывая особенности данного месторождения и самой нефти, характеристики которой представлены в Таблице 1.
Таблица 1
ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДУЕМОЙ НЕФТИ
|
Температура испытаний, ºС |
Время деэмульсации, мин |
Обводненность (на входе установки), % |
Хлористые соли в нефти, мг/дм3 |
Содержание сероводорода, ppm |
|
40 |
120 |
55 |
120 |
34 |
На месторождении используется базовый деэмульгатор ДИН с концентрацией 20 г/т. Нами протестированы три деэмульгатора, компонентный состав которых (в процентах по массе) представлен ниже.
ДЭ–1: полиэтиленгликоль (5%), стеариламин (15%), триэтаноламин (7%), изопропиловый спирт (73%).
ДЭ–2: сульфанол (30%), бензилтриметиламмоний хлорид (5%), толуол (65%).
ДЭ–3: полиакриламид (20%), глицин (15%), натрий лаурил сульфат (5%), толуол (50%), вода (10%).
Все деэмульгаторы протестированы по основным показателям в трех концентрациях: 10 г, 20 г и 30 г на тонну нефти.
Результаты и обсуждение
В Таблице 2 представлены результаты анализа с различными типами деэмульгаторов при концентрации 10 г/т.
Таблица 2
ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ ПРИ КОНЦЕНТРАЦИИ ДЭ 10г/т
|
Показатель |
Время, мин. при температуре 40 °С |
Деэмульгатор |
|||
|
ДИН |
ДЭ-1 |
ДЭ-2 |
ДЭ-3 |
||
|
Динамика отделения |
5 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
воды, мл |
10 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
15 |
0 |
0 |
0.1 |
0 |
|
|
20 |
1 |
3 |
0.5 |
0 |
|
|
40 |
2 |
4 |
1 |
0.5 |
|
|
60 |
5 |
8 |
2 |
1 |
|
|
Центрифугирование |
нераз. эмул., % |
4 |
0.2 |
0.3 |
0.2 |
|
через 60 мин при 40°С |
своб. вода, % |
36 |
32 |
38 |
40 |
|
Показатель |
Время, мин. при Деэмульгатор температуре 40 °С ДИН ДЭ-1 ДЭ-2 ДЭ-3 общ. вода, % 40 32.2 38.3 40.2 |
|
Центрифугирование через 120 мин при 40°С |
нераз. эмул., % 6 4 8 6 своб. вода, % 18 14 18 15 общ. вода, % 24 18 26 21 |
При концентрации реагента 10 г/т наблюдаются минимальные изменения в динамике отделения воды и значительное остаточное содержание воды после центрифугирования, что указывает на низкую эффективность всех типов катализаторов. В Таблице 3 представлены результаты анализа с различными типами деэмульгаторов при концентрации 20 г/т.
ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ ПРИ КОНЦЕНТРАЦИИ ДЭ 20г/т
Таблица 3
|
Показатель |
Время, мин. при температуре 40 °С |
Деэмульгатор |
|||
|
ДИН |
ДЭ-1 |
ДЭ-2 |
ДЭ-3 |
||
|
Динамика отделения |
5 |
0 |
3 |
2 |
1 |
|
воды, мл |
10 |
2 |
7 |
6 |
3 |
|
15 |
4 |
9 |
8 |
4 |
|
|
20 |
7 |
12 |
12 |
9 |
|
|
40 |
10 |
20 |
18 |
15 |
|
|
60 |
15 |
25 |
21 |
20 |
|
|
Центрифугирование |
нераз. эмул., % |
4 |
0.2 |
3 |
0.2 |
|
через 60 мин при 40°С |
своб. вода, % |
14 |
4.8 |
6 |
7.6 |
|
общ. вода, % |
18 |
6 |
9 |
8 |
|
|
Центрифугирование |
нераз. эмул., % |
1 |
0.3 |
0.6 |
0.8 |
|
через 120 мин при |
своб. вода, % |
8 |
0 |
4 |
0.4 |
|
40°С |
общ. вода, % |
9 |
0.8 |
4.6 |
1.2 |
При концентрации деэмульгаторов 20 г/т наблюдаются лучшие результаты в динамике отделения воды по сравнению с концентрацией 10 г/т. В течение первых 60 минут отделение воды улучшилось до 25 мл при использовании ДЭ-1. Также улучшились показатели деэмульсации для деэмульгаторов ДЭ-2 и ДЭ-3 по сравнению с применяемым на месторождении базовым деэмульгатором. В Таблице 4 представлены результаты анализа с различными типами деэмульгаторов при концентрации 30 г/т.
ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ ПРИ КОНЦЕНТРАЦИИ ДЭ 30г/т
Таблица 4
|
Показатель |
Время, мин. при температуре 40 °С |
Деэмульгатор |
|||
|
ДИН |
ДЭ-1 |
ДЭ-2 |
ДЭ-3 |
||
|
Динамика отделения воды, мл |
5 |
1 |
6 |
3 |
1 |
|
10 |
3 |
10 |
6 |
4 |
|
|
15 |
4 |
14 |
10 |
10 |
|
|
20 |
8 |
18 |
15 |
16 |
|
|
40 |
12 |
26 |
19 |
22 |
|
|
60 |
20 |
28 |
21 |
24 |
|
|
Центрифугирование через 60 мин |
нераз. эмул., % |
1 |
0.2 |
2 |
2 |
|
при 40°С |
своб. вода, % |
7 |
2.1 |
7.6 |
4.5 |
|
общ. вода, % |
8 |
2.3 |
9.6 |
6.5 |
|
|
Показатель |
Время, мин. при температуре 40 °С |
Деэмульгатор |
|||
|
ДИН |
ДЭ-1 |
ДЭ-2 |
ДЭ-3 |
||
|
Центрифугирование через 120 |
нераз. эмул., % |
1 |
0.2 |
0.6 |
0.2 |
|
мин при 40°С |
своб. вода, % |
4 |
0 |
3 |
0.1 |
|
общ. вода, % |
5 |
0.2 |
3.6 |
0.3 |
|
При концентрации деэмульгаторов 30 г/т наблюдается улучшение динамики отделения воды по сравнению с меньшими проанализированными концентрациями. Однако, высокие затраты на приобретение деэмульгаторов могут привести к повышению общих расходов на обработку, что делает применение деэмульгаторов в концентрации 30 г/т экономически невыгодным.
На основании полученных данных можно сделать вывод, что концентрация деэмульгаторов 20 г на тонну нефти является более эффективной и экономически выгодной по сравнению с концентрациями 10 г/т и 30 г/т. График зависимости объема отделившейся воды от времени при использовании исследуемых деэмульгаторов в концентрации 20 г на тонну нефти представлен на диаграмме (Рисунок)
Рисунок. График зависимости объема выделившейся воды от времени
Из Рисунка видно, что среди изученных деэмульгаторов ДИН и ДЭ-2 показывают наихудшие результаты в плане общей динамики отделения воды и её минимального остаточного содержания. В то же время ДЭ-1 демонстрирует наибольшую эффективность.
Преимущество ДЭ-1 в том, что он обеспечивает высокую стабильность водонефтяных эмульсий благодаря наличию стеариламина с его амфипатной природой. Это позволяет эффективно снижать поверхностное натяжение и предотвращает коалесценцию капель, что важно для устойчивого хранения и транспортировки нефти.
Таким образом, использование деэмульгатора ДЭ-1 в концентрации 20 г/т нефти позволяет эффективно разделять водонефтяные эмульсии на месторождениях, повышая производительность и качество добываемой нефти. Данный подход не только оптимизирует технологические процессы, но и обеспечивает экономическую целесообразность применения, что делает его актуальным для предприятий нефтяной отрасли.
