Исследование эффективности деэмульгаторов различного компонентного состава для месторождений Краснодарского края

Ключевые слова: нефть, высоковязкая эмульсия, деэмульгирование, физико-химические свойства.

Для месторождений Краснодарского края характерны факторы старения скважин, что, в свою очередь, приводит к стабилизации водонефтяных эмульсий и увеличение сложности разрушения эмульсий. Данные факторы ставят перед химиками-технологами амбициозные задачи для усовершенствования применяемых деэмульгаторов и подбор более эффективных составов для каждой эмульсии. Ведь, как известно, нет универсального метода для всех нефтей по подбору реагента, разрушающего эмульсии в каких-либо определенных условиях [4, 5, 6].

Экспериментальные лабораторные исследования

Объектами исследований стали водонефтяная эмульсия одного из объектов подготовки нефти Краснодарского края и подобранные три состава деэмульгаторов, называемых в настоящей статье деэмульгаторы «Краснодар-ДЭ-1», «Краснодар-ДЭ-2», «Краснодар-ДЭ-3» с составами, демонстрирующие высокую эффективность при промысловой подготовке нефти. В Таблице 1 приведена краткая характеристика физико-химических свойств нефтяного сырья, дающих понимание высокой обводненности (порядка 78 % масс.) и высоком содержании солей.

Наличие минерализованной воды снижает качество подготовки нефти и эксплуатацию всего технологического оборудования ввиду возможности коррозии оборудования по всей цепочке добычи и транспортировки эмульсии. Еще одним немаловажным фактором является ключевой ориентир на экологичность подбираемых компонентов деэмульгаторов.

Задача разработки более эффективных реагентов усложняется в условиях внешних ограничений, при которых желательно подобрать компоненты отечественных производителей, так как возможны сложности доставки и иные логистические ограничения от других производителей, таких как, например, BASF (Германия), Clariant (Швейцария), Arkema (Франция), SABIC (Саудовская Аравия), Stepan Company (США), Perstorp (Швеция) и Dow Chemical (США).

В лабораторных исследованиях использован комбинированный подход [3, 1] для подготовки высоковязкой нефтяной эмульсии, разработка трех вариантов композитных деэмульгаторов [2, 7], обеспечивающих эффективное разрушение эмульсий, снижение вязкости и удаление солей.

В состав деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-1» входят блок-сополимеры ЭО/ПО (45 %) – основной деэмульгирующий агент для высоковязких эмульсий; оксиалкилированные фенолформальдегидные смолы (25 %), разрушающие бронирующий слой асфальтенов и смол; полигликоли на основе этиленоксида (20 %), снижающие вязкость; диэтиленгликоль (8 %) – сорастворитель, совместимый с ПАВ; стабилизатор на основе полиакрилата (2 %), предотвращающий повторное эмульгирование (таблица 2).

Блок сополимеров окиси этилена/пропилена, применяемых в «Краснодар-ДЭ-1», относятся к неионогенным поверхностно-активным веществам (ПАВ). Их структура представляет собой чередующиеся блоки этиленоксида (гидрофильные) и пропиленоксида (гидрофобные). Такие сополимеры обеспечивают снижение межфазного натяжения между водой и нефтью за счет гидрофильно-липофильного баланса, а также коалесценцию капель воды в высоковязких эмульсиях за счет разрушения бронирующего слоя асфальтенов и смол.

Соотношение окиси этилена/пропилена примерно было использовано в соотношении 70:30 для оптимальной растворимости в нефти и воде. Высокая молекулярная масса обеспечивает стабильность в средах с высокой минерализацией. Для высоковязких эмульсий данные вещества эффективны, так как снижают структурную прочность межфазного слоя, а их неионогенная природа предотвращает взаимодействие с хлористыми солями.

Оксиалкилированные фенолформальдегидные смолы (ОФФС) в составе деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-1» играют немаловажную роль в разрушении нефтяных эмульсий. Их использование обусловлено механизмом действия для разрушения бронирующего слоя эмульсии. ОФФС обладают высокой поверхностной активностью, что позволяет им проникать на границу раздела нефть-вода и замещать природные эмульгаторы (асфальтены, смолы, парафины), стабилизирующие капли воды. За счет снижения межфазного натяжения ОФФС ускоряют коалесценцию мелких капель воды в более крупные, что упрощает их отделение от нефти, дополнительным фактором является совместимость с высокоминерализованными средами, что критично для краснодарской нефти с высокой соленостью.

В отличие от классических фенолформальдегидных смол, оксиалкилированные версии содержат меньше свободного фенола (≤ 0,6 %), что снижает токсичность и повышает экологичность получаемого состава деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-1».

В состав деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-2» также входят блок-сополимеры ЭО/ПО 45 %; полигликоли на основе этиленоксида 30 %, снижающие вязкость и улучшающие термостабильность при температуре 20–50 °C; оксиалкилированные алкилфенольные смолы 15 %; диэтиленгликоль 8 %; стабилизатор на основе полиакрилата 2 %, предотвращающий повторное эмульгирование и адсорбирующий механические примеси.

Основой состава деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-3» являются блок-сополимеры ЭО/ПО 50 %; оксиалкилированные алкилфенольные смолы 20 %; пропиленгликоль 20 %, растворитель, улучшающий совместимость компонентов с нефтью; бетаины (амфотерные ПАВ) 10 %, нейтрализующие кислотность и снижающие коррозионную активность; стабилизатор на основе полиакрилата 5 %.

Для повышения экологичности составов реагентов был использован пропиленгликоль, который является безопасным растворителем, заменяя собой более токсичный толуол.

Для оценки деэмульгирующей способности деэмульгаторов «Краснодар-ДЭ-1», «Краснодар-ДЭ-2», «Краснодар-ДЭ-3» определяли остаточное содержание воды в подготовленной нефти и остаточную обводненность после обработки деэмульгатором.

Деэмульгирующую активность испытуемых деэмульгаторов определяли при дозировках от 10 до 70 г/т в температурных режимах от 20 до 60 °C, учитывая требования к содержанию остаточной воды в нефти и остаточному содержанию нефтепродуктов в подтоварной воде по ГОСТ Р 51858-2020 для группы 1: содержание воды ≤ 0,5% масс., хлористые соли ≤ 100 мг/дм³, содержание механических примесей ≤ 0,05 % масс.

Определение степени обводненности нефти проводили согласно стандартной методике по ГОСТ 2477 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды» и методикам испытания химических реагентов по Типовым требованиям ПАО «НК «Роснефть» «Применение химических реагентов на объектах добычи углеводородного сырья Компании».

При выполнении лабораторных испытаний была поставлена задача не только обеспечить требования к качеству подготовки, но и улучшить показатели по сравнению с базовыми реагентами, используемыми на объектах с минимизацией расхода деэмульгаторов и повышения их экологических показателей, применяя менее токсичные компоненты.

Итоги экспериментальных лабораторных исследований

Результаты исследований эффективности деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-1» представлены в таблице 3.

Результаты исследований эффективности деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-2» представлены в таблице 4.

По итогам исследований показано, что степень обезвоживания по требованиям ГОСТ Р 51858-2020 не достигается.

Результаты исследований эффективности деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-3» представлены в таблице 5.

По итогам сравнительных исследований, выявлены зависимости, приведенные на рисунках 1, 2.

Анализируя график зависимости степени обезвоживания (рисунок 1), в целом можно отметить, что изменение показателя качества подготовки краснодарской нефти напрямую зависит от расхода реагента, при увеличении дозировки эффективность растет, но при дозировках 50–70 г/т рост эффективности незначителен и дальнейшее повышение дозировки нецелесообразно. Отметим, что деэмульгатор «Краснодар-ДЭ-2» показал наименьшую эффективность, достигнутая степень обезвоживания составила всего 88,1 %.

Лучшие результаты по остаточной обводненности (рисунок 2) показывают все деэмульгаторы при увеличении времени взаимодействия, а также температуры среды. Реагенты «Краснодар-ДЭ-1» и »Краснодар-ДЭ-3» соответствуют ГОСТ Р 51858-2020 (группа 1) при дозировке 70 г/т, 60 °C, 90 мин, а «Краснодар-ДЭ-2» не удовлетворяет требованиям группы 1 даже при максимальной дозировке (W_ост = 3,2 %, соли = 350 мг/дм³).

Заключение

Таким образом, можно отметить целесообразность использования исследованных реагентов «Краснодар-ДЭ-1» и »Краснодар-ДЭ-3» взамен базового деэмульгатора с улучшением показателей подготовки нефти в виду его лучшей экологичности.

Литература

1.Десяткин, А.А. Использование комбинированного метода разрушения нефтяных эмульсий Самотлорского месторождения / А.А. Десяткин, З.А. Юлтимирова, Г.Р. Мухаметшина. – Текст: непосредственный // Башкирский химический журнал. – 2008. – Т. 15, № 2. – С. 59–61.

2.Дияров, И.Н. Композиционные неионогенные ПАВ для комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей / И.Н. Дияров, Н.Ю. Башкирцева. – Текст: непосредственный // Вестник Казанского технологического университета. – 2010. – № 4. – С. 141–158.

3.Заббаров, Р.Р. Разрушение высокоустойчивых эмульсий комбинированным методом / Р.Р. Заббаров, И.Н. Гончарова – Текст: непосредственный // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15, № 11. – С. 199–200.

4.Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 324 с. – Текст: непосредственный.

5.Поиск эффективного деэмульгатора для технологии подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин, Р.Х. Мингазов, И.К. Киямов. – Текст: непосредственный // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – Т. 17, № 7. – С. 266–271.

6.Разработка композиционного деэмульгатора для процессов подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин, Р.Х. Мингазов, И. К. Киямов. – Текст: непосредственный // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – Т. 17. – № 7. – С. 258–262.

7.Эшметов, Р.Ж. Интенсификация процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий с использованием полифункциональных ПАВ / Р.Ж. Эшметов. – Текст: непосредственный // Universum: химия и биология. – 2018. – № 2 (44). – С. 7–10.