Разрушение высокоустойчивых эмульсий комбинированным методом

Р. Р. Заббаров, И. Н. Гончарова РАЗРУШЕНИЕ ВЫСОКОУСТОЙЧИВЫХ ЭМУЛЬСИЙ КОМБИНИРОВАННЫМ МЕТОДОМ

Ключевые слова: разрушение, обезвоживание, эмульсия.

Приведены результаты обезвоживания эмульсии промежуточного слоя нефти комбинированным методом. Показана его эффективность на процесс разрушения данной эмульсии.

Key words: destruction, dehydration, emulsion.

The results of dehydration emulsion, intermediate layer of oil by a combined method. Shown its effectiveness in the process of destruction of the emulsion.

В настоящее время в нефтехимии

характерно образование высокоустойчивых

эмульсий в виде промежуточных слоев нефти. Присутствие воды в них крайне нежелательно.

Для решения проблемы разрушения

устойчивых эмульсий “углеводород-вода”

используются различные методы обезвоживания: термический, электрический, механический и химический или их комбинации. Но для эмульсий такого типа характерна невысокая эффективность этих методов, все они способствуют лишь незначительному обезвоживанию эмульсий.

Сложность разрушения эмульсий обусловлена

повышенным содержанием в их составе природных эмульгаторов и очень близкими значениями в плотности углеводородной и водной фаз [1,2].

Термохимический метод обезвоживания стал наиболее распространенным [3,4].

В качестве объектов исследования была использована водо-углеводородная эмульсия промежуточного слоя нефти Ромашкинского месторождения. В таблице приведены характеристики данной эмульсии.

Таблица 1 - Физико-химические свойства

высокоустойчивой эмульсии промежуточного слоя

Показатели Эмульсия промежуточного слоя нефти

1. Агрегатное жидкость

состояние

2. Цвет коричневый

3. Плотность

при 20°С, г/см3 0,9255

при 80°С, г/см3 0,8835

4. Содержание 25,20

воды, %мас.

5. Содержание 375

солей, мг/л

6. Содержание 0,04

механических

примесей, %мас.

эмульсию с использованием водных растворов хлорида калия. Задача исследования заключалась в подборе реагента и условий воздействия на водную фазу эмульсии с целью повышения ее плотности и, таким образом, повышения эффективности термохимического обезвоживания. Выбор хлорида натрия среди широкого ассортимента солей обусловлен несколькими причинами:

• хорошо растворим в воде;

• при растворении существенно повышает плотность водного раствора, способствуя более четкому разделению углеводородной и водной фаз [5].

Исследования проводились в

термостатируемой делительной воронке с мешалкой при 800С с использованием реагента-деэмульгатора и солевого раствора как в отдельности, так и в их комбинации. В качестве реагента-деэмульгатора был использован отечественный деэмульгатор Реапон-4В. Солевой раствор (концентрация №С1 в растворе от 100 до 400 г/л) готовился при температуре опыта (60-800С). Перемешивание реагента и солевого раствора с эмульсией проводилось в течение 30 минут. По истечении данного времени полученная смесь отстаивалась при температуре опыта в течение 2 часов, при этом происходило отделение углеводородной фазы от водной с последующим определением остаточного содержания воды согласно методике [6]. Основные результаты исследования приведены на рис.1 и 2.

Как видно из рис.1, применение только термохимического метода при обезвоживании вышеперечисленных эмульсий даже при высоком расходе деэмульгатора (до 1000г/т) оказалось неэффективным. Использование деэмульгатора Реапон-4В позволило снизить содержание воды в этих эмульсиях до 8,8% масс. при 800С. При этом расход реагента составил 1000г/т эмульсии, в то время как для разрушения обычных нефтяных эмульсий расход реагента составляет до 100 г/т.

Следующим вариантом обезвоживания эмульсии в данном исследовании было использование солевого раствора.

Для решения вышеперечисленной проблемы была проведена исследовательская работа по разработке комбинированного воздействия на

Рис. 1 - Зависимость содержания остаточной воды в эмульсии ПС от расхода реагента

Характер кривых на рис. 2

свидетельствует о также о значительном разрушающем действии солевого раствора на эмульсию. Солевой раствор способствовал повышению разницы в плотностях между новой водной фазой (вода + КС1) и углеводородной фазами по сравнению с обычной водной фазой эмульсии. Обезвоживание эмульсии проводилось вплоть до кратности “эмульсия : солевой раствор” = 1 : 2 с разрушением эмульсий до снижения остаточной воды 9,3% мас. при 800С. Но этот результат не удовлетворяет требованиям для дальнейшей переработки.

О 0,5 1 1,5 2

* Кратность1 'эмупьсЕягсапевш раствор"

Рис. 3 - Зависимость содержания остаточной воды от расхода реагента при кратности «эмульсия: солевой раствор» = 1 : 2

Комбинированное использование реагента и солевого раствора, несмотря на высокое массовое содержание САВ в углеводородной фазе эмульсий ТПС, ПС и ПБ, привело к существенному снижению воды в промежуточном слое до 0,9%масс. (рис.3). Полученный результат удовлетворяет требованиям на товарную нефть по содержанию воды.

Рис. 3 - Зависимость содержания остаточной воды от расхода реагента

Сложность разрушения эмульсий промежуточного слоя связана со значительным содержанием в них природных эмульгаторов, которые делают невозможным осуществление процесса переработки. При одиночном воздействии на эмульсию как солевого раствора, так и деэмульгатора обезвоживание протекает малоэффективно с высокими материальными и энергетическими затратами.

При их комбинированном использовании происходит эффективное обезвоживание эмульсий. Это связано с совместным воздействием деэмульгатора и солевого раствора на границу раздела “углеводород-вода”, повышением разницы плотностей водной и органической фаз.

Литература

1. Позднышев, Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий / Г. Н. Позднышев. - М. : Недра, 1982. - 221 с.

2. Левченко, Д. Н. Технология обессоливания на нефтеперабатывающих предприятиях / Д. Н. Левченко, Н. В. Бегштейн, Н. М. Николаева. - М. : Химия, 1985. -168 с.

3. Дияров, И.Н. Синтез и исследование олиглуретанов для процессов подготовки тяжелых

высоковязких нефтей./ И.Н.Дияров, Н.Ю.Башкирцева, О.Ю.Сладовская, Р.Р.Мингазов,

Ю. А. Ковальчук, А.В.Лужецкий // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2009г. - №5. - С.343-348.

4. Дияров, И.Н. Композиционные неионогенные ПАВ для комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей./ И.Н.Дияров, Н.Ю.Башкирцева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010г. - №4. - С.141-158.

5. Никольский, Б.С. Справочник химика. Том третий. Химическое равновесие и кинетика. Свойства растворов. Электродные процессы. М.: Химия. 1965. 455 с.

6. ГОСТ 2477 - 65. Определение остаточной воды по методу Дина и Старка. М.: Издательство стандартов. 1979. 4 с.

© Р. Р. Заббаров - канд. техн. наук, доц. каф. технологии основного органического и нефтехимического синтеза КНИТУ, cne1tyn1999@1ist.ru; И. Н. Гончарова - канд. техн. наук, ст. препод. той же кафедры, irina.goncharova.81@mai1.ru.