Аннотация 2
ОГЛАВЛЕНИЕ 3
Список таблиц 4
Список графических приложений 5
Список сокращений и обозначений 6
ВВЕДЕНИЕ 8
1. НЕФТЬ И НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ 10
1.1 Нефть 10
1.2 Нефтяные эмульсии 11
1.2.1 Классификации эмульсии 12
1.2.2 Образование нефтяных эмульсий 13
1.2.3 Стабильность эмульсий 15
1.2.4 Промежуточный слой эмульсии 24
1.3 Процесс обезвоживания нефти 25
1.3.1 Технологические схемы обезвоживания нефти 26
1.3.2 Механизмы, связанные с обезвоживанием 29
1.4 Способы удаления воды от нефти 30
1.5 Деэмульгаторы 40
1.5.1 Современные деэмульгаторы 41
1.5.2 Принцип действия деэмульгаторов 42
1.5.3 Технология применения реагентов деэмульгаторов 44
2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 47
2.1 Объекты исследования 47
2.2 Методы исследования 49
3. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ 53
4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ 56
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ИСТОЧНИКОВ 6
Истощение традиционных запасов и повышения спроса на нефть по всему миру привело к возникновению необходимости в постоянных инновациях в процессах разведки, эксплуатации и транспортировки в нефтяной промышленности.
С незапамятных времен нефтяной промышленности пришлось столкнуться с добычей нефти с водой, приводящей к формированию нежелательных эмульсий.
Обезвоживание и обессоливание являются одними из основных операций по подготовке нефти, которая используется для разрушения эмульсии и разделения фаз. Процесс осуществляется путем промывки нефти пресной водой - для удаления из нее солей, добавления химического реагента - деэмульгатора и нагрева с последующим интенсивным перемешиванием с воздействием электрического поля.
Многолетние исследования в направлении разработки новых эффективных реагентов привели к их большому разнообразию.
Снижение запасов традиционной нефти, высокие цены на энергоносители и необходимость увеличения объемов добычи нефти являются стимулом для нефтяных компаний инвестировать в месторождения с тяжелой нефтью.
Современные технологии обезвоживания нефти имеют важную задачу удаления природных эмульгирующих агентов, которые присутствуют в тяжелых нефтях в большом количестве, или изменение их свойств. Эту задачу решают ПАВ, которые, согласно гипотезе Ребиндера, обладают более высокой поверхностной активностью, чем природные эмульгаторы, вытесняют их с поверхности раздела водной и нефтяной фаз, снижают прочность пленки стабилизаторов эмульсии. Последнее способствует сближению капель вод для облегчения их коалесценции, что приводит к разделению эмульсии на фазы.
Применение ПАВ в комплексе с нагревом и воздействием электрическими полями позволяет снизить количество воды, содержащейся в нефти, до значений, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 2477-65.
Основной целью работы является подбор наиболее эффективного деэмульгатора для устойчивой эмульсии нефти Лыаельской площади Ярегского месторождения.
Исследуемые образцы эмульсий были отобраны на Ярегском нефтяном месторождении, которое расположено в Республики Коми в южной части Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, в январе 2019 г. и поступили в лабораторию кафедры ВВН и ПБ для проведения исследований и анализов от ПАО «ЛУКОЙЛ».
На основании выполненных исследований определена эффективность действия двух промышленных деэмульгаторов - СНПХ 4114 и СНПХ 4315 применительно к старым водонефтяным эмульсиям. Как отмечалось ранее, исследуемые деэмульгаторы эффективно применяются на месторождении, с которого были получены образцы эмульсий.
В результате испытания отмечено отсутствие промежуточного слоя, а также произошло максимальное отделение воды в свободную фазу через 30 часов после применения ДЭ СНПХ 4315 со степенью обезвоживания - 80% для образца эмульсии Ц4ПС 4Ш2, содержащего наибольшее количество воды среди исследуемых образцов. Также удалось отделить некоторое количество воды от эмульсии, изначально содержащей всего 2% воды (обр. 2503). Однако для образца нефтяной эмульсии УУН 19 эффективнее оказался ДЭ СНПХ 4114 (степень обезвоживания 45%).
Таким образом, в ходе работы было установлено, что применение реагента марки СНПХ 4315 характеризуется наибольшей технологической эффективностью по сравнению с СНПХ 4114.
