Классификация деэмульгаторов по фенольному числу

Группа	Пределы фенольных чисел	Пример реагента	Значение фенольного числа
1	Более 9	Проксанол 186-65	17,3
		Проксамин 385-65	17,2
		Проксанол 305-65	14,7
		Реапон - 4	9,4
2	6-9	Дипроксамин 157-
		65М	7,3
		Проксамин HP - 71М	6,1
3	4-6	Реапон - 3	5,5
		Реапон – 1М	5,3
		СНПХ-41	<5

Таблица 14.

Оценка вероятности успешного действия деэмульгаторов

Типы нефтей по плотности	Вероятность (%) эффективной обработки эмульсий группами Д/Э			Доля нефтей по группам
	3	2	1
Средние Тяжелые Очень тяжелые: 871-900кг/м3 >900кг/м3	43,2 13,5 11,0 32,3	20,7 8,5 9,8 61,0	22,1 23,4 22,1 32,5	17,6 41,2 35,3 5,9

Таким обратом, маслорастворимые деэмульгаторы и условно водораство­римые (группа 3 и 2) обладают повышенной селективностью, а водорастворимые реагенты (группа 1) относятся к универсаланым препаратам.

Существует и другая методика подбора необходимого деэмульгатора. Со­гласно неё все нефти в зависимости от отношения содержания асфальтенов и смол к содержанию в ней парафинов условно разделяются на 3 группы: нефти смешанного состава, или группа А (0,8 - 1,4); нефти смолистые, или группа В (2 -3); нефти высокосмолистые, или группа С (отношение > 3). При этом, охаракте­ризовать вероятность успешного действия деэмульгаторов можно с помощью табл.15.

При таком подходе, элементы селективности можно обнаружить у всех групп деэмулъгаторов.

Особо хочется подчеркнуть, что в любом случае речь идёт лишь о вероят­ности успешного действия, т.е. окончательный приговор может быть вынесен только после практических испытаний, при этом, тип эмульсии (В/M или М/В) на выбор реагента существенного влияния не оказывают.

Таблица 15.

Оценка вероятности успешного действия деэмульгаторов.

Тип нефти	Эмульсия	Плотность нефти, кг/м3	Отношение	Вероятность (%) эффективной обработки водо-нефтяных эмульсий группами деэмульгаторов
				3	2	1
А	Димитриевская (девон)	853	0,80	36,7	20,0	8,7
	Лебяжинско-Бариновская (д	835	0,82	36,7	20,0	8,7
	Горбатовкая (карбон)	846	1,02	36,7	20,0	8,7
	Новозапрудненовская (д)	835	1,07	36,7	20,0	8,7
	Красноярская (карбон)	850	1,37	36,7	20,0	8,7
	Алакаевская (карбон)	853	1,39	36,7	20,0	8,7
В	Екатериновская	881	2,16	7,8	17,5	63,0
	Мочалеевская	880	2,37	7,8	17,5	63,0
	Чеховская	866	2,60	7,8	17,5	63,0
	Якушкинская	897	2,62	7,8	17,5	63,0
	Карагайская	864	2,68	7,8	17,5	63,0
	Лебяжинско-Бариновская (к	857	2,81	7,8	17,5	63,0
	Козловская	896	2,92	7,8	17,5	63,0
С	Радаевская	915	3,28	55,5	62,5	28,3
	Чубовская	877	4,15	55,5	62,5	28,3
	Сосновская	873	5,16	55,5	62,5	28,3
	Яблоневская	845	10,40	55,5	62,5	28,3

Особенности применения деэмульгаторов для обессоливания нефтей Однозначно установлено, что для нефтей с плотностью 820 - 900 кг/м³ при ГОСТовской глубине обезвоживания до 0,5 -1,0 % мас. нормируемое содержание хлористых солей для 1 и 2 группы качества может быть получено только в том случае, если исходные пластовые воды содержали не более 60 мг/л (1030 кг/м³ ) хлористых солей, т.е. были практически пресными.

Количество солей в пересчете на NaCl, остающихся в нефти после обез­воживания (мг/л) -«X» - определяется выражением:

Х=10⁴ (9)

где:

(%) - содержание в пластовой воде хлоридов в пересчете на NaCl;

w (%) - количество воды в нефти после обезвоживания;

- плотность нефти.

Для реальных пластовых вод, содержащих 200 - 260 г/л хлористых солей ( 1100 -1140 кг/м³) требуемая степень обессоливания может быть достигнута лишь при остаточном содержании воды не более 0,1 % мас. Обеспечить такую степень обезвоживания особенно для высоковязких асфальтосмолистых или парафини-стых нефтей сложно и дорого даже с самыми современными деэмульгаторами.

Поэтому, для подготовки продукции до требуемых норм качества приходится ис­кать другие пути.

Известно, что в сырых нефтях хлористые и другие соли присутствуют, главным образом, в растворённом в пластовой воде виде, а также в виде мелких кристаллов. Появление кристаллов объясняется тем, что мелкие водяные капельки имеют более высокое давление насыщенных паров, чем крупные. Поэтому, при разгазировании они быстро испаряются, что приводит к перенасыщению их рас­творами солей и образованию микрокристаллов. Образовавшиеся микрокристал­лы адсорбируют на себе полярные компоненты нефти и становятся трудно удалимыми. Именно этим объясняется хорошо известный на практике факт, когда оста­точное содержание хлористых солей в нефти не всегда пропорционально глубин её обезвоживания.

Поэтому для большинства нефтяных месторождений предусматривается двухступенчатая технология подготовки нефти, включающая обезвоживание и обессоливание. При этом, под обессоливанием понимают процесс вымывания микрокристаллов и микрокапель промывочной пресной водой с последующим её отделением. Остаточное количество солей в обессоленной нефти можно рассчи­тать по уравнению:

х_к=х_н (10)

где: Хк и Хн - конечное и начальное содержание солей в нефти (мл/л);

w_k и w_h конечное и начальное содержание воды (%);

и - плотности обработанной и исходной нефти;

g - количество промывочной воды в % на исходную нефть.

Уравнение можно существенно уточнить, введя в него коэффициент , по­казывающий, какая часть эмульгированной воды контактирует с промывочной (так называемая степень контактирования).

(11)

Реализация подобной технологии осуществляется, как правило, в трёх ва­риантах. Если остаточное содержание воды после УПСВ не превышает 1-2 % мас., то дополнительного обезвоживания просто не требуется и эмульсия сразу направляется на стадию обессоливания, на которой её подогревают, смешивают с 5-10 % об. пресной воды и некоторым количеством деэмульгатора и дают воз­можность отстоятся. Если остаточное содержание воды после УПСВ достигает 10 - 30 % мас., то дополнительная стадия обезвоживания становится просто необхо­димой.

При этом, при спокойной безнасосной подаче эмульсии с УПСВ вполне достаточно подогрева и дополнительного отстоя без дополнительного примене­ния каких-либо реагентов-деэмульгаторов. И, наоборот, при насосной подаче эмульсии кроме нагрева и дополнительного отстоя требуется повышенный расход деэмульгатора.

В этом случае, к деэмульгаторам, кроме обычных, предъявляются допол­нительные требования:

они должны способствовать предотвращению отложения солей и механи­ческих примесей в технологическом оборудовании и коммуникациях;

способствовать концентрированию механических примесей на границе раздела фаз в аппаратах, откуда они должны периодически отводиться и обраба­тываться отдельно.

Главным фактором, влияющим на эффективность обессоливания является процесс смешения обезвоженной нефти с промывочной водой, её количество и правильность подбора деэмульгатора.

Кратковременное интенсивное перемешивание (например, на насосе) мало эффективно, т.к. приводит к образованию труднорасслаивающейся тонкодисперс­ной эмульсии, в которой дробление крупных капель явно преобладает над коалес-ценцией мелких глобул.

Наиболее эффективно зарекомендовали себя процессы перемешивания в трубопроводе при хорошо развитой турбулентности потока (Re = 5000 - 10000) и некотором времени контакта. При этом, расход пресной воды достигает 10 % об.,

скорость движения потока 1-5 м/с, а время контакта промывной воды и обраба­тываемой нефти около 1 мин. При этом, деэмульгатор должен действовать быст­ро, а это означает, что его заранее надо ввести в промывочную воду, из которой скорость адсорбции значительно выше, чем из объёма нефтяной фазы, а расход меньше. При этом, передозировка деэмульгатора недопустима, ибо это тут же приведёт к возникновению тонко диспергированных глобул воды. А раз так, то на стадии обессоливания более подходят деэмульгаторы с относительно высоким поверхностным натяжением. А это именно водорастворимые неионогенные ПАВ. В системе же сбора более целесообразны маслорастворимые неионоген­ные ПАВ.

При этом, горячие дренажные воды как на стадии глубокого обезвоживания, так и на стадии обессоливания целесообразно частично возвращать на начало процесса, вплоть до УПСВ, утилизируя при этом тепло и повторно используя ос­тавшийся деэмульгатор, облегчая при этом сепарацию.