Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Современные деэмульгаторы для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий (Литературный обзор) 8
1.1 Тенденции развития нефтяной промышленности России 8
1.2 Образование и стабилизация водонефтяных эмульсий 9
1.3 Анализ химических реагентов, применяемых для интенсификации нефтедобычи, и их влияние на стабилизацию эмульсий 13
1.4 Химическое деэмульгирование водонефтяных эмульсий 19
1.5 Химический состав деэмульгаторов 22
1.5.1 Гомо- и блоксополимеры на основе оксидов алкиленов 22
1.5.2 Композиционные составы на основе блоксополимеров оксидов алкиленов 24
1.5.3 Алкоксилированные алкилфенолформальдегидные ПАВ 28
1.5.4 Композиционные составы на основе алкоксилированных алкил-фенолформальдегидных ПАВ 29
1.5.5 Сложные эфиры блоксополимеров на основе оксидов алкиленов и алкоксилированных алкилфенолформальдегидных ПАВ 30
1.5.6 Продукты конденсации блоксополимеров на основе оксидов алкиленов и алкоксилированных алкилфенолформальдегидных ПАВ 31
1.5.7 Полимеры со свойствами коагулянтов 32
1.5.8 Продукты микробиологической переработки 33
1.6 Критерии оценки и выбора деэмульгаторов 33
Глава 2 Изучение условий получения НПАВ Нефтенола КС 37
2.1 Основные закономерности реакции конденсации неонолов АФ 9-п с формальдегидом 37
2.2 Технологические параметры оптимизации и план эксперимента 40
2.3 Реализация плана эксперимента и определение показателей качества полученных НПАВ 43
2.4 Количественная связь между показателями качества НПАВ и технологическими параметрами реакции 44
2.5 Графоаналитический метод в решении задачи поиска оптимальных технологических параметров проведения реакции конденсации 48
2.6 Экспериментальная проверка выводов графоаналитического метода . 51
2.7 Реакция формальдегидной конденсации 51
2.8 Опытно-промышленное получение НПАВ Нефтенола КС 60
2.9 Усовершенствование технологии получения НПАВ Нефтенола КС 63
2.9.1 Химическое связывание свободного формальдегида в Нефтеноле КС 63
2.9.2 Дополнительное ограничение по растворимости 66
2.10 Поверхностные свойства систем Нефтенол КС - растворитель 67
2.11 Объемные свойства систем Нефтенол КС - растворитель 77
2.11.1 Фазовые равновесия системы Нефтенол КС - вода 77
2.11.2 Вязкостно-температурные свойства систем Нефтенол КС - органический растворитель 81
Глава 3 Разработка композиционного состава активной основы деэмульгатора 83
3.1 Методика определения оптимального состава активной основы деэмульгатора на основе трех компонентов 83
3.2 Применение математических методов планирования эксперимента и моделирования при определении оптимального состава активной ос-новы деэмульгатора 84
3.3 Оптимальный состав активной основы деэмульгатора для конкретных водонефтяных эмульсий 87
3.3.1 Промысловая водонефтяная эмульсия Восточной оконечности Оренбургского газоконденсатного месторождения 87
3.3.2 Промысловая водонефтяная эмульсия Балаханского месторождения 91
3.3.3 Модельная эмульсия на основе нефтей, поступающих на блок ЭЛОУ АВТ-2 ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» 93
3.3.4 Промысловая водонефтяная эмульсия НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» 96
3.4 Применение методики для исследования изменения соотношения базовых компонентов в оптимальных деэмульгирующих составах при обезвоживании и обессоливании нефтей 102
3.4.1 Зависимость соотношения базовых компонентов в оптимальных деэмульгирующих составах от времени термоотстоя 104
3.4.2 Зависимость соотношения базовых компонентов в оптимальных деэмульгирующих составах от степени обводненности нефти 107
3.5 Зависимость оптимальных деэмульгирующих композиций от содержания в нефтях асфальтенов, смол, парафинов 109
3.6 Исследование физико-химических свойств трехкомпонентной системы ПАВ 113
3.6.1 Растворимость 113
3.6.2 Вязкостно-температурные свойства 114
Глава 4 Опытно-промышленные испытания деэмульгаторов серии Нефтенол-Д 125
4.1 Области применения 125
4.2 Опытно-промышленные испытания деэмульгаторов Нефтенол-Д 128
4.3 Математическая обработка результатов опытно-промышленных испытаний деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д (С-7) по обессоливанию газового конденсата на установке У-731 (ЭЛОУ) Оренбургского ГПЗ 130
4.3.1 Качество обессоливания газового конденсата 131
4.3.2 Сравнительная эффективность деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д (С-7) 132
4.3.3 Влияние солености сырья и циркуляционных промывных потоков на качество обессоливания газового конденсата 134
4.3.4 Влияние параметров технологического режима на качество обессоливания газового конденсата 135
Глава 5 Экспериментальная часть 142
5.1 Характеристика исходных веществ 142
5.2 Методики получения и исследования НПАВ и композиций на их основе 144
Выводы 153
Список литературы 155
Приложения 170
- Образование и стабилизация водонефтяных эмульсий
- Количественная связь между показателями качества НПАВ и технологическими параметрами реакции
- Применение математических методов планирования эксперимента и моделирования при определении оптимального состава активной ос-новы деэмульгатора
- Опытно-промышленные испытания деэмульгаторов Нефтенол-Д
Образование и стабилизация водонефтяных эмульсий
При добыче нефти происходит диспергирование пластовой воды в нефтяной фазе. Присутствие эмульгаторов в нефти приводит к образованию межфазного стабилизирующего слоя, который, наряду с размером капель воды, определяет устойчивость водонефтяной эмульсии. Механизм дробления капель воды разработан школой академика П.А. Ребиндера, В.Г. Левичем, Л.Я. Кремневым, А.А. Равделем и представляется учеными по-разному [31]. В основном, дисперсность водонефтяной эмульсии при совместном движении нефти и воды определяется скоростью потока, величиной поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштабом пульсации. После прохождения смеси через штуцирующие устройства, газовые сепараторы, центробежные насосы скорость потока и турбулентность возрастают, что приводит к уменьшению диаметра капель воды в десятки и сотни раз. По данным И.Д.Муратовой у устья скважины основной объем эмульгированной воды - 98% - сконцентрирован в каплях диаметром около 200 мкм.
После газового сепаратора диаметр капель уменьшается до 1 - 15 мкм [32]. При перемешивании нефти с водой образуются лиофобные дисперсные системы. Чаще всего природная нефть является дисперсионной средой, а вода - дисперсной фазой. Это водонефтяные или обратные эмульсии, называемые также эмульсиями типа «вода в масле» (В/М) [33]. В практике нефтедобычи встречаются и прямые нефтяные эмульсии (М/В) [34]. В ряде случаев обратные эмульсии содержат включения прямых и характеризуются как множественные (в нефтедобыче используется термин «ловушечные») эмульсии. Такие системы (М/В/М) образуются, например, при применении методов интенсивного" воздействия на продуктивные пласты, в установках промысловой подготовки нефти. Возможно образование смешанных дисперсных систем, в которых водонефтяные эмульсии распределены в воде, являющейся дисперсионной средой (В/М/В) [5]. Являясь термодинамически неустойчивой системой, эмульсия после прохождения основных диспергирующих узлов должна стремиться к уменьшению межфазной поверхности за счет укрупнения капель дисперсной фазы. Однако этому препятствует образовавшийся межфазный стабилизирующий слой. Исследованиями П.А. Ребиндера установлено, что основной причиной устойчивости концентрированных эмульсий обратного типа является структурно-механический барьер, образующийся на границе раздела фаз с участием содержащихся в нефти эмульгаторов [35]. Структурно-механический барьер стабилизации по работам А.Б. Таубмана связан с образованием на границе раздела сложных надмолекулярных структур в форме многослойной фазовой пленки ультрамикроэмульсии (УМЭ), имеющей гелеобразные свойства и строение [36]. Стабильность эмульсий зависит от поведения адсорбционных слоев, которое может быть обусловлено следующими факторами [35,37]: кинетическим действием, сводящимся к замедлению утоныыения пленки среды, т.е. к появлению эффективной вязкости и мгновенной упругости, и основанным на локальной неравномерности двухмерных давлений в пленках с адсорбционным слоем; ? повышенными структурно-механическими свойствами адсорбционно-сольватных слоев - повышенной структурной вязкостью, упругостью и механической прочностью; ? стабилизацией, вызванной равновесной или термодинамической устойчивостью жидких прослоек (расклинивающим давлением). Значительное число работ посвящено изучению состава компонентов, входящих в стабилизирующий слой водонефтяных эмульсий [33,38-48].
Установлено, что эмульгаторами водонефтяных эмульсий могут быть все вещества, входящие в состав нефти в виде коллоидных частиц [46-48]. Ввиду того, что коллоидные частицы обладают зависящими от размера свойствами, которые отличаются от свойств объемной фазы, коллоиды относятся к четвертому состоянию вещества [49]. Основными эмульгаторами нефтяного происхождения являются асфальто-смолистые вещества («черный эмульгатор»). Также в органической части эмульгаторов нефтяного происхождения содержатся нафтеновые кислоты и их соли, парафины, церезины, карбены, карбоиды, порфирины, металлпорфириновые комплексы ванадия, никеля, железа, магния и другие полярные или поляризуемые компоненты [66]. Кроме того, в формировании стабилизирующего слоя участвуют твердые частицы глины, ила, песка, горных пород, продуктов коррозии, солей, гидроксидов, которые содержатся в высокодисперсном состоянии в нефти или пластовой воде.
В результате фундаментальных исследований в области коллоидной химии нефти и нефтепродуктов установлено, что нефть и нефтепродукты являются микрогетерогенными системами, в которых дисперсионная среда - смесь различных углеводородов, а дисперсная фаза - отдельные молекулы, фрагменты молекул, образующие сольватированные ассоциаты [50]. Работы в этой области осуществлены П.А.Ребиндером, Н.Н. Серб-Сербиной, Г.И.Фуксом, Ф.Г.Унгером, И.Л.Мархасиным, Т.Иеном, А.Ф.Корецким, А.Б.Таубманом, З.И.Сюняевым и другими учеными [33,35-38,46-48,51-58]. Причиной возникновения и существования дисперсной фазы являются парамагнитные молекулы, которые притягиваются к диамагнитным молекулам с сопряженными 71-связями и отталкиваются от молекул с а-связями. Поэтому парамагнитные ассоциаты и молекулы стабилизируются ароматическими углеводородами и отторгаются из среды молекул насыщенных углеводородов, как бы высаживаются ими. В работах Ф.Г.Унгера показано, что нефтяные дисперсные системы содержат сольватированные ассоциаты асфальтенов, карбенов и карбоидов [51,52]. Исследованиями спектров флюоресценции высоковязких нефтей и природных битумов подтверждается образование надмолекулярных структур в результате межмолекулярных взаимодействий полиароматических фрагментов молекул (пиреновых, бензпиреновых, периленовых, бензпериленовых), содержащихся в смолистых и асфальтеновых фракциях нефтей [11]. Соотношения между дисперсионной средой и дисперсной фазой и свойства нефтяных дисперсных систем могут изменяться в зависимости от температуры, концентрации компонентов, присутствия ПАВ различного происхождения и т.д. Исследование определяющих ассоциативные взаимодействия параметров с целью управления свойствами нефтяных дисперсных систем описаны в монографиях [59-61] и научных публикациях [62-65]. Таким образом, на формирование и прочность межфазного стабилизирующего слоя водонефтяной эмульсии оказывает влияние химический состав, физико-химические и коллоидно-химические свойства нефти и пластовой воды, обводненность, наличие мехпримесей, технологические параметры подготовки, хранения и транспортировки нефти и др. Также на прочность межфазного слоя влияет величина рН водной фазы. Это объясняется тем, что коллоидное состояние эмульгаторов, содержащих кислотные и основные группы существенно зависит от рН [67]. Некоторые соли в сочетании с ПАВ при различных значениях рН играют роль твердых эмульгаторов [38,44,45]. Большинство пластовых вод нефтяных месторождений России имеют кислую реакцию среды [68]. Пластовые воды сернистых нефтей месторождений Западной Сибири имеют величину рН 7,2-8,5 [69]. Каждой водонефтяной эмульсии соответствует значение рН, при котором прочность стабилизирующего слоя минимальна, и эмульсия наименее устойчива. Для различных нефтей это значение рН находится в пределах 4,1-7,8 [70].
Количественная связь между показателями качества НПАВ и технологическими параметрами реакции
По программе REGRA [201] получены адекватные модели зависимости показателей качества НПАВ (Y,) от параметров проведения реакции в кодированных значениях (xi,X2,x3), рассчитаны коэффициенты множественной корреляции (К) и стандартная ошибка вычислений (S). Значимость параметров моделей оценивалась по критерию Стьюдента с уровнем значимости а= 0,1. Для остаточного содержания свободного формальдегида в продукте, % (мае): Yj = 0,437+O.lOOxj- 0,100x2- 0,057х32- 0,026xjX2- 0,095xjx3- 0,030х2х3; (2.4.1) R, = 0,99; Sj = 0,02. Как видно, коэффициенты множественной корреляции (І?) имеют очень высокое значение. Это свидетельствует о том, что модели позволяют вычислить показатели качества НПАВ с высокой степенью приближения. В процессе расчетов мольной доле формальдегида (xi) придавались кодированные граничные значения 1 и -1, которые соответствуют натуральным значениям для Xj: 0,2 и 1. Температуре реакции (х2) придавались кодированные граничные значения 1, 0, -1, которые соответствуют натуральным значениям для х2: 120С, 145С, 170С.
Подстановка их в регрессионные модели 2.4.1, 2.4.2, 2.4.3 приводит к частным функциональным зависимостям показателей качества НПАВ от времени проведения реакции (х3). На рис.2.4( 1,2,3) представлено графическое изображение частных функциональных зависимостей показателей качества НПАВ, полученных в результате реализации плана эксперимента. Это зависимость остаточного содержания свободного формальдегида в продуктах (У/), чисел относительной растворимости -ЧОР (Y2), деэмульгирующей активности (Y3) от времени проведения реакции (х3). При расчетах кодированные значения {х} в моделях переводились в натуральные по формулам (2.2). Из рис. 2.4(1) видно, что проведение конденсации неонола АФ 9-Ю при нижнем граничном значении мольной доли формальдегида 0,2, приводит к возрастанию остаточного содержания формальдегида в НПАВ при увеличении времени реакции с 2 до 6 часов. Если же конденсация проводится при верхнем граничном значении мольной доли формальдегида 1,0, то с увеличением времени реакции с 2 до 6 часов остаточное содержание формальдегида в НПАВ уменьшается. Через 6 часов реакции содержание остаточного формальдегида в продукте зависит от температуры проведения реакции и не зависит от количества введенного в реакцию формальдегида. Это свидетельствует о том, что концентрация формальдегида стремится к равновесной и соответствует, по всей видимости, его концентрации насыщения в продукте конденсации при соответствующей температуре. Зависимость ЧОР от времени проведения реакции представлена на рис.2.4(2). По принятой классификации [130,198,199] практически все полученные НПАВ относятся к нефтерастворимыми, так как имеют значение ЧОР меньше 13 мл. Лишь НПАВ, полученные при условиях: мольная доля формальдегида 1,0; температура 170С; время проведения реакции от 2 до 2,5 часов относятся к водонефтерастворимым: ЧОР от 14,1 мл до 13,7 мл. Как видно из рис.2.4(3), наиболее высокая деэмульгирующая активность (около 100%) наблюдается у НПАВ, полученных формальдегидной конденсацией неонола АФ 9-10 при верхнем граничном значении мольной доли формальдегида 1,0 и температуре 145С. Несколько ниже деэмульгирующая активность у НПАВ, полученных при нижнем граничном значении мольной доли формальдегида 0,2 и температуре 145С (около 90%).
При увеличении времени реакции до 6 часов эффективность НПАВ, полученных при 145 С как при верхнем граничном значении мольной доли формальдегида 1,0, так и при нижнем - 0,2 снижается соответственно до 93% и 81%. НПАВ, полученные при 120С, обладают меньшей деэмульгирующей активностью (89% и 87%), чем полученные при 145С. С увеличением времени проведения реакции от 2 до 6 часов при 120С деэмульгирующая активность значительно снижается, соответственно до 72% и 70%. Проведение реакции при 170С приводит к получению продукта с низкой деэмульгирующей активностью для верхнего и нижнего уровней мольной доли формальдегида (80% и 60%), которая практически не изменяется с увеличением времени реакции. Таким образом, установлена количественная связь между показателями качества НПАВ и технологическими параметрами проведения формальдегидной конденсации неонола АФ 9-Ю. Для задачи поиска оптимальных технологических параметров проведения реакции конденсации неонола АФ 9-Ю с формальдегидом был применен графоаналитический метод в пространстве трех переменных х1г х2, х3. Сформулированы три критерия оптимизации: ? по экологическим соображениям остаточное содержание формальдегида в продукте должно быть минимальным, то есть Yi — min; ? продукт должен быть нефтерастворимым, что соответствует величине ЧОР меньше 13, то есть Y2 13; ? деэмульгирующая активность должно быть максимальным, то есть Y3 — max. Математический анализ полученных результатов при сопоставлении сформулированных критериев оптимизации показал, что заданные технологические параметры проведения реакции процесса не обеспечивают полного отсутствия формальдегида в продукте. Критерий нефтерастворимости продукта соблюдается практически для всех условий проведения реакции. Максимальное разрушение водонефтяной эмульсии достигается НПАВ, полученными при температуре реакции 145С.
Поэтому оптимальные значения параметров ведения технологического процесса устанавливались графоаналитическим методом [202], исходя из требований по двум критериям оптимизации: минимальное содержание формальдегида в продукте (Yj — min) и максимальная деэмульгирующая активность НПАВ при температуре проведения реакции 145С (Y3 — max). На рис.2.5 изображена область в виде квадрата с координатными осями, соответствующими технологическим параметрам: Х] - мольной доле формальдегида и х3 - времени проведения реакции. В квадрате изображены линии уровня 1-4, которые отражают качество продукта: кривая 1 соответствует остаточному содержанию формальдегида в продукте 7/=0,57 %(мас), кривая 2 - 7;=0,43%(мас). Кривая 3 представляет собой деэмульгирующую активность (водоотделение) Y3=9Q%, а кривая 4 - 7}=95%. Оптимальные области проведения реакции определяются пересечением двух множеств по рассматриваемым показателям - максимальной деэмульгирующеи
Применение математических методов планирования эксперимента и моделирования при определении оптимального состава активной ос-новы деэмульгатора
При подборе оптимального компонентного состава активной основы деэмульгатора для конкретной водонефтяной эмульсии реализовывалась «опорная» серия экспериментов с определенным образом изменяющимися соотношениями ПАВ. План эксперимента основан на хорошо разработанной теории [214,215] и продиктован как видом области экспериментирования, так и поставленными целями. Выбор области экспериментирования в виде двухмерного симплекса определяется тем, что сумма массовых долей компонентов в композиции (xi + xi + хз) равна 1. Выбор плана эксперимента продиктован целями изучения возможных явлений синергизма в парных и тройных системах и нахождения оптимальной композиции ПАВ. Наиболее экономичным планом в этом случае является D-оптимальный симплекс-решетчатый план для неполно-кубической модели [215]. План эксперимента состоит из семи опытов, которые проводятся в углах симплекса - (1;0;0), (0;1;0), (0;0;1)\ серединах граней - (0,5;0,5;0), (0,5;0;0,5), (0;0,5;0,5); и в его центре - (0,33;0,33;0,33). План представлен семью опытами в табл. 3.2.1. Восьмой опыт - контрольный - проводится без прибавления деэмульгатора, чтобы определить, разрушается ли водонефтяная эмульсия без реагента. Математическая модель, которая может быть построена на основании результатов измерения выходной характеристики 7 в каждом опыте, представлена уравнением: где Х],Х2,х3 - содержание компонентов в смеси в массовых долях, аі,а2,...аі2з - параметры, численные значения которых рассчитываются по определенным формулам [215] на основании результатов измерений величины 7 в семи опытах.
В математической модели возможные явления синергизма между парными компонентами и тройными системами описываются двойными и тройными произведениями типа xpcj, хрсрс Выходная переменная 7 - это любое свойство системы. Для исследования деэмульгирующего действия - основная эксплуатационная характеристика деэмульгатора - деэмульгирующая активность. Явный вид модели (3.2.1) с числовыми значениями параметров позволяет рассчитать максимально достижимое значение деэмульгирующей активности (Ymax) и соответствующий ей состав, а также построить диаграмму «состав-свойство». Диаграмма изображается на двухмерном симплексе - равностороннем треугольнике, вершины которого соответствуют отдельным компонентам: Нефтенол БС (xj), Нефтенол КС (х2), Нефтенол МС или Нефтенол БСФ (х3), каждая сторона - парным смесям, а точка внутри треугольника - смеси трех компонентов. Составы выражаются в массовых процентах. Каждой точке симплекса соответствует состав с суммой компонентов 100% (мае). На диаграмме отображается множество составов (областей на двухмерном симплексе), обладающих наиболее интересными с практической точки зрения уровнями деэмульгирующей активности (Y Y„opoe). Ynopo2 - это значение водоотделения, которое задается в каждом конкретном случае для расчета по модели 3.2.1. Часто приходится сталкиваться с ситуацией, когда этап термоотстоя предворяет дальнейшую обработку водонефтяной эмульсии физико-химическими воздействиями, например, сепарацию, воздействие электрическим полем, центрифугирование и т.д. Эти воздействия повышают деэмульсацию, которая при термоотстое, как правило, не достигает максимального значения. Кроме того, в процессе исследования образцы водонефтяных эмульсий зачастую имеют разную степень старения.
В связи с этим, в лабораторных условиях при сопоставлении эффективности различных деэмульгаторов и выборе оптимального (обладающего максимальной деэмульгирующей активностью) одни и те же деэмульгаторы при термоотстое проявляют меньшую эффективность, хотя ранжировка по эффективности сохраняется. Поэтому значение Ynopoa. для расчета опимального композиционного состава задавалось в относительных единицах, например, для Упорог_ брался 100% или 90% уровень от максимального водоотделения среди семи опытов эксперимента. Числовые значения параметров модели (3.2.1) и графическое изображение соответствующих областей при заданных значениях Упорог_ получались с помощью специально разработанной программы SIMPLEX [216]. Далее на конкретных водонефтяных эмульсиях демонстрируется применение методики подбора оптимального состава активной основы деэмульгатора. Оптимальный состав активной основы деэмульгатора определялся для ряда как естественных, так и модельных водонефтяных эмульсий нефтей, различающихся химическим составом и степенью обводненности. Характеристики нефтей представлены в табл. 3.3. По схеме, изложенной в параграфе 3.2, находился оптимальный состав активной основы деэмульгатора для промысловой водонефтяной эмульсии газонасыщенной нефти Восточной оконечности Оренбургского газоконденсатного месторождения с содержанием эмульсионной воды -10,6 % (мае). Разрушение водонефтяной эмульсии проводилось деэмульгирующими составами согласно плану эксперимента (табл.3.2.1) при параметрах, приближенных к производственным условиям: температуре 18С, времени отстоя 30 мин. и удельном расходе деэмульгирующего состава - 50 ррт. Полученные величины водоотделения (YrKM) приведены в табл. 3.3.1.
Опытно-промышленные испытания деэмульгаторов Нефтенол-Д
По выводам лабораторного тестирования на ряде заводов были проведены опытно-промышленные испытания деэмульгаторов серии Нефтенол-Д (табл.4.2). Результаты подтверждены официальными документами (Приложения 7-8). ? На блоке ЭЛОУ АВТ-2 ООО «ПО Киришинефтеоргсинтез» при обессоливании смеси западно-сибирских нефтей с подкачкой газового конденсата месячный опытно-промышленный пробег показал стабильную работу установки при удельных расходах Нефтенол-Д марок С-7 и Б-1 в интервале 2,5-7,1 г/т. При этом остаточное содержание солей в обессоленной нефти составило в среднем 2,2 мг/л, воды - 0,1%(мас.) и содержание нефтепродуктов в дренажной воде в среднем 56 мг/л. ? На блоке ЭЛОУ установки АВТ-2 ОАО «НОРСИ» при обессоливании смеси татарских нефтей с подкачкой ловушечного продукта и газовых конденсатов трехмесячный опытно-промышленный пробег показал, что Нефтенол-Д (С-7) при удельных расходах 2,7-10,4 г/т обеспечивает содержание солей в обессоленной нефти в среднем 2,6 мг/л, воды - 0,1%(мас.) и содержание нефтепродуктов в дренажной воде в среднем 36 мг/л. Далее более подробно описывается обработка результатов опытно-промышленных испытаний Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д (С-7) по обессоливанию смеси Оренбургского и Карачаганакского нестабильных конденсатов (Приложение 9).
Опытно-промышленные испытания деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д (С-7) по обессоливанию смеси Оренбургского и Карачаганакского газовых конденсатов на нитке Д установки У-731 (ЭЛОУ) проводились в соответствии с утвержденной программой. Деэмульгаторы подавались в товарной форме без разбавления. Кемеликс 3307х испытывался с 03.10.00 г. по 09.10.00 г., Нефтенол-Д (С-7) - с 10.10.00 г. по 18.10.00г. Подготовка конденсата контролировалась анализами на содержание хлористых солей и воды четыре раза в сутки, причем три раза в сутки эти показатели определялись на входе в первый электродегидратор (ЭР01), на входе во второй электродегидратор (ЭР02) и выходе из ЭР02 в пробах, отобранных с интервалом в один час. Кроме того, один раз в сутки определялось содержание хлористых солей в циркуляционных промывных потоках I и II контуров. По регламенту обессоленный газоконденсат на выходе из ЭР02 установки У-731 (ЭЛОУ) должен содержать хлористых солей не более 10 мг/л и воды - не более 0,1%(мас). Технологический режим и аналитический контроль процесса обессоливания смеси Оренбургского и Карачаганакского газоконденсатов на нитке Д установки У-731 (ЭЛОУ) во время проведения опытно-промышленных испытаний деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д(С-7) представлены в Приложении 9. При обработке данных были поставлены следующие задачи: ? сравнить эффективность деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д (С-7); ? установить зависимость эффективности деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д (С-7) от увеличения концентрации деэмульгатора; ? установить наличие корреляционной связи между содержанием хлористых солей в конденсате на выходе из ЭР02 и содержанием солей в сырье на входе в ЭР01 и ЭР02, а также содержанием солей в циркуляционных промывных потоках I и II контуров; ? провести анализ характеристик технологического режима с целью выделения параметров, определяющих качество получаемого газового конденсата. Во время проведения опытно-промышленных испытаний вода в конденсате на выходе из ЭР02 практически отсутствовала. Анализ качества обессоливания проводился по остаточному содержанию хлористых солей. Рассчитывались статистичекие характеристики [219] за анализируемый период времени - средние значения у и стандартные отклонения S = -у S2 . Расчеты проводились по данным Приложения 9. Результаты приведены в табл. 4.3.1.1. Из данных табл. 4.3.1.1 видно, что применение деэмульгаторов оказывает существенное снижение среднего значения содержания солей в конденсате на выходе из ЭР02, и верхняя граница интервала у ± S ниже требуемых 10 мг/л или же очень близка к нему. В отсутствии деэмульгатора среднее значение содержания солей превышает установленный предел в 10 мг/л.
Это означает, что без подачи деэмульгатора значительное время выходной поток конденсата на нитке Д установки У-731 (ЭЛОУ) не будет удовлетворять предъявляемым требованиям к качеству обессоливания. Оценки средних значений могут сильно искажаться наличием в выборке отдельных резко выпадающих наблюдений, поэтому обессоливание газоконденсата на выходе из ЭР02 характеризовалось частотой превышения уровня 10 мг/л содержания солей в выходном потоке h (%).
Результаты расчетов приведены в табл. 4.3.1.2. Сравнение средних значений остаточного содержания солей в обессоленном конденсате (табл.4.3.1.1) позволяет проверить гипотезы о различии эффективности деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д(С-7), а также о зависимости эффективности деэмульгатора от увеличения удельного расхода. Сопоставление средних значений проводилось по критерию Стьюдента - t. Результаты расчетов величин -статистик для проверки гипотезы о различии эффективности деэмульгаторов Кемеликс 3307х и Нефтенол-Д (С-7) (различии средних значений остаточного содержания солей при обессоливании с тем и другим деэмульгатором) и для проверки гипотезы об изменении эффективности деэмульгатора при повышении расхода (различии в средних значениях двух выборок при увеличении расхода деэмульгатора) сведены в табл. 4.3.2.
