Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Действие деэмульгатора на нефть


Воздействие - деэмульгатор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Воздействие - деэмульгатор

Cтраница 1

Воздействия деэмульгатора, теплоты, избытка водной фазы, определенных режимов и времени движения обрабатываемого потока эмульсии способствуют снижению ее устойчивости.  [1]

Воздействием деэмульгатора хотя и достигается разрушение бронирующих оболочек вокруг глобул воды, слияние и укрупнение капель, но разделения не наблюдается, т.к. капли воды, находясь во взвешенном состоянии в нефти, из-за малого градиента плотностей и высоко. При нагревании водонефтяной эмульсии после разбавления легкими фракциями нефти происходит некоторое снижение вязкости и плотности ее.  [2]

В результате воздействия деэмульгатора на эмульсию происходит отделение эмульгированной воды в свободную фазу. Однако начальным этапом этого процесса является слияние ( коалесценция) и укрупнение капель, которое происходит вследствие ослабления бронирующих оболочек под воздействием деэмульгатора. Обработка эмульсий деэмульгатором применяется для снижения гидравлических сопротивлений и давления в трубопроводах промысловой системы сбора.  [3]

Разделение эмульсии является очевидным результатом воздействия деэмульгаторов, хотя механизм их действия до конца не ясен. Деэмульгирующее действие ПАВ было обнаружено эмпирически, иначе говоря, случайно, уже более 70 лет назад. Полной и точной модели происходящих при этом процессов пока не существует, что в немалой степени связано с их сложностью. Хотя гипотез и теорий, описывающих действие деэмульгаторов, в настоящее время существует достаточно много. При этом удовлетворительное объяснение находят только некоторые, отдельные стороны этого процесса. Некоторые из гипотез связаны с геометрией поверхностей. В частности, у ПАВ, как деэмульгатора, одна из групп - полярная для прямых эмульсий или неполярная для обратных - должна превалировать в диаметре, благодаря чему ПАВ искривляет поверхность в сторону непрерывной фазы. Однако, по-видимому, подобный механизм хорошо описывает явления в системах с монослойными стабилизирующими оболочками, что не характерно для эмульсий нефти.  [4]

На основании экспериментальных исследований установлен механизм воздействия деэмульгатора на эмульсию, заключающийся в том, что удельная работа по изменению свойств эмульсии от внешнего химреагента с учетом равнозначной затраченной работы не зависит от типа деэмульгатора. Она определяется только общим расходом, необходимым для совершения полной работы. При этом безразмерный расход деэмульгатора на единицу совершаемой работы колеблется в одних и тех же пределах. Потери деэмульгатора во времени увеличивают удельный расход, снижается его концентрация и активность.  [6]

Известно, что каждая эмульсия под воздействием деэмульгатора обладает критическим расходом, при меньших значениях которого расслоения и укрепления фаз не происходит.  [7]

Деэмульсация нефтей в промышленных условиях осуществляется под воздействием деэмульгаторов, температуры и электрического поля. Возможно и совместное действие этих факторов.  [8]

На рис. 69 приведены микрофотографии эмульсий до и после воздействия деэмульгатора.  [10]

Так, например, на рис. 41 демонстрируется эффективность воздействия деэмульгаторов трех типов ( № № 1, 2, 3) на одну и ту же эмульсию, приготовленную в мешалке.  [12]

Процесс образования больших комплексов из мелкодиспергированных глобул воды в результате воздействия деэмульгаторов называется флоккуляцией. В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды истончается, происходят ее разрушение и последующее слияние глобул воды. Процесс слияния глобул воды называется коалееценцией.  [13]

К наиболее эффективным деэмульгаторам относятся масло-растворимые, так как в этом случае воздействию деэмульгатора подвержены бронирующие оболочки всех взвешенных в объеме нефти капель воды. Применение эффективных деэмульгаторов позволяет быстро осуществить процесс разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды и создать предпосылки для их последующей коалесценции. Получило распространение мнение, что применение эффективных деэмульгаторов является решающей предпосылкой успешного осуществления процесса подготовки нефти. Этим значение деэмульгаторов явно переоценивается. Опасность такого заблуждения состоит в том, что отвлекает внимание исследователей от необходимости создания эффективной технологии подготовки нефти как процесса в целом. Применение эффективных деэмульгаторов - необходимое, но недостаточное условие высококачественной подготовки нефти. Так, после разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды, необходимо осуществить еще операцию коалесценции капель, на проведение которой обычно требуется намного больше времени, чем для разрушения бронирующих оболочек. Кроме того, эта операция технологически более сложна. В практике известно много случаев, когда применение эффективных деэмульгаторов не гарантировало высокого качества подготовленной нефти и низкой себестоимости процесса.  [14]

К наиболе е эффективным деэмульгаторам относятся маслорас-творимые, так как в этом случае воздействию деэмульгатора подвержены бронирующие оболочки всех взвешенных в объеме нефти капель воды. Применение эффективных деэмульгаторов позволяет быстро осуществить процесс разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды и создать предпосылки для их последующей коалесценции. Получило распространение мнение, что применение эффективных деэмульгаторов является решающей предпосылкой успешного осуществления процесса подготовки нефти. Этим значение деэмульгаторов явно переоценивается.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Влияние деэмульгаторов и магнитного поля на глубину обессоливания узбекистанских нефтей

Библиографическое описание:

Адизов Б. З., Хужакулов А. Ф., Нуруллаев М. М., Хайдаров Л. Р., Гафанова Д. Д. Влияние деэмульгаторов и магнитного поля на глубину обессоливания узбекистанских нефтей // Молодой ученый. — 2013. — №4. — С. 45-48. — URL https://moluch.ru/archive/51/6570/ (дата обращения: 29.11.2018).

Определение содержания хлористых солей в нефтях Узбекистана показывает, что в нефтях остается некоторое количество эмульгированной солёной воды, которое не поддается отделению обычно используемыми приёмами. В связи с этим нами было исследовано влияние различных деэмульгаторов при действии магнитного поля на глубину обессоливания Узбекистанских нефтей.

Известно, что при выборе деэмульгатора необходимо учитывать тип нефти (смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, механических примесей, интенсивность перемешивания, температуру, растворимость деэмульгатора в воде или углеводородах, стоимость препарата и т. д. [1]. Реагент, подобранный для данной эмульсии, эффективен только для нее и без предварительного исследования не может быть рекомендован для других эмульсий. Для исследования эффективности обезвоживания Узбекистанских нефтей нами были выбраны неионогенные нефтерастворимые деэмульгаторы: № 1 — Дисолван 4411 (далее дисолван), № 2 — К — 1, № 3 — К — 4.

Эффективность выбранных образцов в разрушении нефтяных эмульсий Узбекистанских нефтей демонстрируют данные табл. 1 и рис. 1–3. Анализ табл. 1 и рис. 1–3 показывает, что для всех рассмотренных образцов деэмульгаторов с ростом концентрации отмечается улучшение процесса обессоливания. Из исследованных деэмульгаторов наибольшую активность проявляет К-4, затем К-1. Наименьшая глубина обессоливания достигается с деэмульгатором Дисолван.

Рис. 1. Влияние концентрации деэмульгатора на содержание остаточных хлоридов в Кокдумалакской нефти

Рис. 2. Влияние концентрации деэмульгатора на содержание остаточных хлоридов в Шурчинской нефти

Рис. 3. Влияние концентрации деэмульгатора на содержание остаточных хлоридов в Жаркакской нефти

Таблица 1

Сырая нефть грозненских месторождений

Концентрация деэмульгатора Q, ррm

Содержание хлористых солей в нефти, мг/дм3

Глубина обессоливания, %

Деэмульгатор

Деэмульгатор

№ 1

№ 2

№ 3

№ 1

№ 2

№ 3

Кокдумалакская

0

18,9

0

5

9,4

4,9

3,4

50

74

87

25

8,7

4,0

1,3

54

79

93

50

8,3

3,3

0,6

56

82

97

100

8,0

3,0

0,2

57

84

99

Шурчинская

0

25,6

0

5

12,5

6,5

2,8

51

75

88

25

11,5

4,9

1,3

55

81

95

50

11,0

4,3

0,5

57

83

98

100

10,9

4,1

0,3

57

84

99

Жаркакская

0

28,2

0

5

14,1

7,6

3,9

50

73

86

25

13,3

6,4

2,6

53

77

91

50

12,7

5,4

1,4

55

81

95

100

12,3

4,9

0,8

56

82

97

Требуемая глубина обессоливания от хлоридов для нефтей Кокдумалакская и Шурчинская достигается при весьма высоких концентрациях — от 50 ррm и выше (около 0,5 мг/дм3 и менее) в случае применения деэмульгаторов К-1 и К-4. В то же время из рис. 1–3 следует, что увеличение концентрации деэмульгатора свыше 25 ppm незначительно улучшает процесс обессоливания. Поэтому при дальнейших исследованиях влияния магнитной обработки деэмульгаторов и нефти на процесс обессоливания нами выбрана Жаркакская нефть (самая «трудная») и деэмульгатор К-4 (самый эффективный). При магнитной обработке углеводородных эмульсий в ряде случаев улучшается их расслоение. Скорость расслоения эмульсии и степень их обезвоживания зависит от ряда параметров, среди которых наибольшее влияние оказывает магнитная индукция и скорость потока.

Метод магнитной обработки эмульсий можно сочетать с термическим и химическими методами. При комбинировании магнитной обработки с химическим методом, магнитной обработке может быть подвергнута как смесь исходной эмульсии с раствором деэмульгатора, так и раствор деэмульгатора с последующим его смешением с эмульсией [3]. На проточной установке магнитной обработки нефти изучали влияние магнитной обработки раствора деэмульгатора на эффективность обессоливания Жаркакская нефти.

Данные условий обработки раствора деэмульгатора для обессоливания Жаркакская нефти приведены в табл. 2.

Таблица 2

Условия обработки раствора деэмульгатора для обессоливания Жаркакской нефти

Условия обработки раствора деэмульгатора

Содержание хлористых солей в нефти, мг/дм3

Глубина обессоливания, %

Индукция обессоливания, В, Тл

Концентрация деэмульгатора Q, ррm

Скорость потока V, м/с

исходная

28,2

-

0

5

0

3,9

86

0

25

0

2,6

91

0,08

5

0,2

2,0

92

0,15

5

0,2

1,8

94

0,08

25

0,2

1,3

95

0,15

25

0,2

1,1

96

0,08

5

1,2

2,5

90

0,15

5

1,2

2,0

93

0,08

25

1,2

2,3

92

0,15

25

1,2

1,9

92

Данные влияния магнитной обработки раствора деэмульгатора на глубину обессоливания Муллахалская нефти в сравнении с Кокдумалакской и Жаркакской нефтями приведены в табл. 3.

Таблица 3

Влияние магнитной обработки раствора деэмульгатора на глубину обессоливания Жаркакской нефти

Сырая нефть

Содержание хлористых солей в нефти, мг/дм3

Глубина обессоливания, %

Исх.

Концентрация деэмульгатора, ppm

Концентрация деэмульгатора, ppm

0

5

25

50

0

5

25

50

Кокдумалакская

18,9

14,2

5,0

3,4

-

25

73

82

-

Шурчинская

25,6

-

5,1

3,6

-

-

80

86

-

Жаркакская

28,2

17,1

5,3

1,9

1,6

39

81

93

94

Из табл. 3 видно, что для исследуемых нефтей наибольшая глубина обессоливания достигается для Жаркакской нефти при всех концентрациях вводимого в нефть деэмульгатора.

Анализ факторов магнитной обработки нефти показывает, что увеличение индукции магнитного поля и добавление деэмульгатора увеличивает глубину разделения эмульсии. Увеличение скорости потока через активную зону в изученном интервале снижает эффективность разделения эмульсии. Аналогичный, но менее выраженный эффект на обессоливание парафинистой нефти оказывает магнитная обработка раствора деэмульгатора, вводимого в нефть.

Литература:

  1. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. — М.: Химия, 2001. — 568 с.

  2. Классен В. И. Омагничивание водных систем. М.: Химия, 1982. 296 с.

moluch.ru

Действие - деэмульгатор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Действие - деэмульгатор

Cтраница 2

Авторами проверено влияние некоторых растворителей на эффективность действия деэмульгаторов и установлено, что блоксополимеры окисей алкиленов действуют более эффективно в растворе ароматических углеводородов, деэмульгатор ОЖК - в водном растворе.  [16]

Для подтверждения факта снижения интенсивности отложения парафина под действием деэмульгаторов были проведены лабораторные исследования. Результаты испытания деэмульгаторов прохинор и сепарол приводятся на рис. 12.4. Испытания были проведены при дозировках 25 - 300 мг / л той же парафинистой нефти скв.  [18]

В работах [117, 122, 135,137, 218-220] приводятся данные, согласно которым эффективность действия маслорастворимых деэмульгаторов возрастает при введении их в виде нефтеводореа-гентных смесей либо нефтяных растворов, водорастворимых - в виде водных растворов по сравнению с действием неразбавленных реагентов. Это объясняется, помимо улучшения условий распределения деэмульгатора в потоке, необходимостью увеличения его доли, находящейся в растворенном состоянии, поскольку, по мнению авторов исследований, приведенных в работах [122, 218, 219, 221], взаимодействие деэмульгаторов с компонентами бронирующей оболочки происходит на молекулярном уровне, а растворимость деэмульгаторов в нефти ограничена.  [19]

До настоящего времени отсутствует какой-либо физико-химический метод, позволяющий прогнозировать действие деэмульгатора на определенную нефтяную эмульсию. Эффективность деэмульгатора для данной эмульсии определяют эмпирически. Для этого используют следующие методы: термохимический, с применением электрополя, центрифугирования и по потенциалу электрической стабильности эмульсии.  [20]

Явление адсорбционного связывания реагентов - деэмульгаторов [217] асфальтеновыми компонентами нефти играет существенную роль в процессах подготовки, поскольку с ним связаны повышенные расходы реагентов и селективность действия деэмульгаторов.  [21]

При первичном вводе растворителей происходит отмыв частиц АСПО, ранее прилипших к механическим примесям, что приводит к снижению поверхностной энергии связи в структуре эмульсии и эффективность действия деэмульгаторов возрастает.  [22]

Установлено, что гидравлические характеристики потока определяются средней скоростью сдвига независимо от диаметра трубопровода и что некоторые особенности течения нефтяных эмульсий обусловливаются физико-химическими свойствами компонентов, наличием в нефти природных эмульгаторов и действием вводимых деэмульгаторов. Природные эмульгаторы ( асфальтены, смолы, парафины) придают эмульсиям устойчивость в потоке, поэтому неоднородность их концентрации и вязкости по сечению трубопровода меньше, чем у эмульсий машинного масла с водой. Но введение деэмульгатора в поток снижает устойчивость эмульсии, вследствие чего неоднородность потока как в слоистом течении, так и в течении с миграцией капель несколько увеличивается. Это сказывается на гидравлическом сопротивлении: оно более заметно отклоняется от сопротивления трения, соответствующего однородному течению. Однако в целом при добавлении деэмульгатора вязкость эмульсии понижается.  [23]

Удельный вес неф-тг Я Южного Арлана близок к 900 кг / м, нефти вязкие, обводненность базового образца - 14 %, содержание мехпримесей 0 3 %, из которых половину составлял сульфид железа Эмульсия со средним размером капель 30 - 60 мкм была агрегативно-устойчизая при 80 Си инертная к действию обычных деэмульгаторов, т.е. могла быть без каких-либо оговорок классифицирована как аномально-устойчивая.  [24]

Разрушение тонкого слоя нефтепродукта на поверхности капли обеспечивается воздействием химических веществ - деэмульгаторов. Действие деэмульгатора приводит к снижению сил поверхностоного натяжения и, таким образом, облегчает их слияние.  [25]

Перемешивание и воздействие электрического поля создают благоприятные условия для увеличения вероятности столкновения глобул воды, тепло способствует увеличению разности плотностей воды и нефти, снижению вязкости нефти, что облегчает быстрый и полный отстой капель воды. Действием деэмульгаторов - специальных поверхностно-активных веществ - ослабляется структурно-механическая прочность слоев, обволакивающих капли воды. В качестве деэмульгаторов применяются различные поверхностно-активные вещества. Механизм действия поверхностно-активных веществ на эмульсии весьма сложен и мало изучен.  [26]

В установках гидропоршневых насосов имеется возможность подачи деэмульгатора не только в поверхностную систему, но и в подготовленную рабочую жидкость, направляемую в скважину. В этом случае действие деэмульгатора проявляется уже по выходе жидкости из погружного двигателя в НКТ. Предупреждается образование стойких высоковязких эмульсий, снижается гидравлическое сопротивление движению смеси в трубах, облегчается отделение воды в системе подготовки рабочей жидкости и при подготовке товарной нефти.  [27]

Современные методы подготовки нефти, т.е. разрушения эмульсий, предполагают обязательное применение реагентов-деэмульгато-ров в сочетании с тепло-механическим воздействием на обрабатываемую систему. При этом эффективность действия деэмульгатора наряду со специфическими особенностями обрабатываемой нефтяной эмульсии во многом определяется физико-химическими, и коллоидно-химическими свойствами самого деэмульгатора. Поэтому подогрев или введение в раствор неионогеншх ПАВ ( НПАВ) электролитов приводит к дегидратации их молекул. Это влечет за собой значительное умень-шение растворимости оксиэтилированных соединений, проявляющееся в помутнении их растворов.  [28]

Как отмечает автор, действие деэмульгаторов проявляется селективно, в частности, в отношении нефтей угленосных горизонтов оксиэтилированные алкилфенолы неактивны. Известно, что эмульсии арланской и радаевской нефти они не разрушают.  [29]

Температуры помутнения и фазового расслоения являются важными характеристиками деэмульгаторов с позиций технологии их применения. Некоторые исследователи связывают эффективность действия деэмульгаторов с температурой эмульсии при его введении. При этом, по мнению авторов работ [135-138], при выпадении реагента в виде дисперсной фазы деэмульгаторы замедляют свое действие. При введении водорастворимого деэмульгато-ра с низкой температурой помутнения в эмульсию, имеющую высокую температуру, он переходит из растворенного в дисперсное состояние, и эффективность его действия значительно снижается. При применении водорастворимого реагента необходимо знать температуру помутнения его водного раствора и вводить этот де-эмульгатор в обводненную нефть в том месте технологического потока, где температура эмульсии ниже температуры помутнения.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru