Автор: Пользователь скрыл имя, 03 Апреля 2013 в 14:35, дипломная работа
Применение химических реагентов, понижающих температуру застывания, - один из распространенных, достаточно экономичных и практичных вариантов решения проблемы. При этом появляется возможность уменьшения количества промежуточных подогревательных пунктов с перспективой перевода нефтепровода в режим работы без попутного подогрева. Повышение перекачки высокопарафинистых нефтей без дополнительных затрат на насосное оборудование и теплоизоляцию, а также обеспечение надежности пуска нефтепровода после длительных остановок относится к несомненным преимуществам применения присадок. Целью данной работы является решение проблем транспорта нефти, путем обработки нефти и нефтяной эмульсии депрессатором и деэмульгатором, а также их смесями.
В данной работе было изучено
влияние олигомерной
Ввод депрессаторов проводился по вышеизложенной методике. Изменение температуры потери текучести нефти Кумколь обработанной ДП-43/2009 приведено в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Изменение температуры потери текучести нефти месторождения Кумколь после совместной термообработки и ввода депрессорной присадки ДП-43/2009
Наименование пробы |
Температура потери текучести, °С |
Кумколь (необработанная) |
+12 |
Кумколь обработанная ДП-43/2009: 50 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm |
+6 +6 0 +3 |
Из таблицы 3.1 видно что депрессия наблюдается уже при концентрации ДП-43/2009 50 ppm и составляет 6°С, при увеличении концентрации до 100 ppm депрессия не изменяется. Максимальная депрессия 12°С достигается при добавки ДП-43/2009 в количестве 200 ppm. А уже при 300 ppm депрессия составляет 9°С.
Влияние на температуру потери текучести нефти Кумколь обработанной ДП-ДМН приведена в таблице 3.2. Температура потери текучести равна плюс 6°С при концентрации присадки от 50 до 200 ppm, а при 300 ppm плюс 9°С. Результаты показывают, что ДП-ДМН не очень эффективен для нефти месторождения Кумколь, депрессия составляет от 6 до 3 °С.
Таблица 3.2
Изменение температуры потери текучести нефти месторождения Кумколь после совместной термообработки и ввода депрессорной присадки ДП-ДМН
Наименование пробы |
Температура потери текучести, °С |
Кумколь (необработанная) |
+12 |
Кумколь обработанная ДМН: 50 ppm 100 ppm 200 ppm 300 ppm |
+6 +6 +6 +9 |
Также была проведена обработка нефти Кумколь смесью этих депрессаторов, результаты приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3
Изменение температуры потери текучести нефти месторождения Кумколь при обработке смесью депрессаторов
Количество депрессатора, ppm |
Температура потери текучести, °С | |
ДП-43/2009 |
ДП-ДМН | |
- |
- |
+12 |
50 |
50 |
+9 |
100 |
100 |
+9 |
150 |
150 |
+9 |
На основании данных таблиц 3.1-3.3 была составлена диаграмма зависимости температуры потери текучести нефти Кумколь от концентрации депрессатров приведенная в рисунке 3.1.
Рисунок 3.1. Зависимость температуры потери текучести нефти Кумколь от концентраци депрессаторов и их смесей
Данные указывают на то, что совместное использование двух различных депрессорных присадок не приводит к проявлению депрессорных свойств. ДП-ДМН показывает такие же результаты что и ДП-43/2009 при концентрациях 50 и 100 ppm. При концентрации 200 ppm хорошо проявляет депрессорные свойства ДП-43/2009.
Действие депрессатора ДП-43/2009 на низкотемпературные свойства нефти месторождения Ащисайское приведены в таблице 3.4. Результаты показывают что данный депрессатор неэффективен для данного типа нефти, что обусловлено химическим составом нефти.
Таблица 3.4
Изменение температуры потери текучести нефти месторождения Ащисай после совместной термообработки и ввода депрессорной присадки ДП-43/2009
Наименование пробы |
Температура потери текучести,°С |
Ащисай (необработанная) |
+24 |
Ащисай обработанная ДП-43/2009: 150 ppm 200 ppm 500 ppm 1000 ppm 5000 ppm |
+18 +18 +18 +18 +18 |
Действие ДП-ДМН на низкотемпературные свойства нефти месторождения Ащисай приведена в таблице 3.5. Он также неэффективен для данного типа нефти.
Таблица 3.5
Изменение температуры потери текучести нефти месторождения Ачисайская после совместной термообработки и ввода депрессорной присадки ДП-ДМН
Наименование пробы |
Температура потери текучести, °С |
Ащисай (необработанная) |
+24 |
Ащисай обработанная ДП-ДМН: 150 ppm 200 ppm 500 ppm 1000 ppm 5000 ppm |
+18 +18 +18 +18 +18 |
Влияние депрессатора ДП-43/2009
на температуру текучести нефти
месторождения Акшабулак
Таблица 3.6
Изменение температуры потери текучести нефти месторождения Акшабулак после совместной термообработки и ввода депрессорной присадки ДП-43/2009
Наименование пробы |
Температура потери текучести, °С |
Акшабулак (необработанная) |
+21 |
Акшабулак обработанная ДП-43/2009: 100 ppm 200 ppm 300 ppm |
+6 +9 +9 |
На основании данных из таблицы 3.6 построена диаграмма зависимости температуры потери текучести от концентрации ДП-43/2009. Найдена оптимальная концентрация присадки для данной нефти.
Рисунок 3.2. Зависимость температуры потери текучести нефти Акшабулак от концентрации вводимой присадки ДП-43/2009
В таблице 3.7 приведена сравнительная характеристика действия депрессаторов при концентрации 200 ppm на разных нефтях. Результаты показывают эффективность действия ДП-43/2009 по сравнению с ДП-ДМН. Депрессия нефти Кумколь обработанная ДП-43/2009 составило 12 °С, по сравнению с ДП-ДМН равная 6°С. Обе депрессорной присадки малоэффективны для Ащисайской нефти и показывают одинаковые результаты. Для нефти месторождения Акшабулак ДП-43/2009 дает депрессию 12°С.
Таблица 3.7
Изменение температуры потери текучести нефтей после совместной термообработки и ввода депрессорных присадок в количестве 200 ppm
Наименование пробы |
Температура потери текучести, °С |
Депрессия, °С |
Кумколь необработанная |
+12 |
- |
Кумколь обработанная ДП-43/2009 |
0 |
+12 |
Кумколь обработанная ДП-ДМН |
+6 |
+6 |
Ащисай необработанная |
+24 |
- |
Ащисай обработанная ДП-43/2009 |
+18 |
+6 |
Ащисай обработанная ДП-ДМН |
+18 |
+6 |
Акшабулак необработанная |
+21 |
- |
Акшабулак обработанная ДП-43/2009 |
+9 |
+12 |
Были проведены опыты по термохимической деэмульсации нефтяной эмульсии по вышеизложенной методике. В качестве деэмульгатора был испытан ПОЭС. В таблице 3.8 показана влияние времени на деэмульсацию при расходе ПОЭС в количестве 60 г/т. Как видно из таблицы 3.8 степень обезвоживания достигает 80%, обессоливание 77,9%, причем в первые 10 минут выделяется почти 70% воды.
Таблица 3.8
Влияние продолжительности деэмульсации нефтяной эмульсии Кызылкия (обводненность 25% об., содержание солей в нефти 27,778 г/л) обработанная деэмульгаторам ПОЭС в количестве 60 г/т при 60°С
Время отстоя, мин. |
Объем отстойной воды, мл |
Степень обезвоживания, % |
Степень обессоливания, % |
Остаточное содержание солей, г/л |
1 |
14,15 |
56,6 |
54,4 |
12,667 |
5 |
15,55 |
62,2 |
60 |
11,112 |
10 |
17,45 |
69,8 |
67,4 |
9,056 |
20 |
17,925 |
71,7 |
69,5 |
8,472 |
30 |
18,35 |
73,4 |
71,2 |
8 |
40 |
19,225 |
76,9 |
74,6 |
7,056 |
50 |
19,775 |
79,1 |
76,9 |
6,417 |
60 |
20,0 |
80 |
77,9 |
6,139 |
При увеличении расхода деэмульгатора до 90 г/т, в первые 10 минут выделяется более 80% воды, но в дальнейшем она мало изменяется и достигает 85,4% по истечению часа. Результаты приведены в таблице 3.9.
Таблица 3.9
Влияние продолжительности деэмульсации нефтяной эмульсии Кызылкия (обводненность 25% об., содержание солей в нефти 27,778 г/л) обработанная деэмульгаторам ПОЭС в количестве 90 г/т при 60°С
Время отстоя, мин. |
Объем отстойной воды, мл |
Степень обезвоживания, % |
Степень обессоливания, % |
Остаточное содержание солей, г/л |
1 |
14,15 |
72,6 |
71,2 |
8 |
5 |
15,55 |
78,3 |
77,1 |
6,361 |
10 |
17,45 |
80,8 |
79,8 |
5,611 |
20 |
17,925 |
81,4 |
80,5 |
5,417 |
30 |
18,35 |
82,3 |
81,1 |
5,25 |
40 |
19,225 |
83,7 |
82,8 |
4,778 |
50 |
19,775 |
84,5 |
83,3 |
4,639 |
60 |
21,35 |
85,4 |
84,6 |
4,278 |
При расходе деэмульгатора ПОЭС 120 г/т степень деэмульсации достигается почти 90 % , а степень обессоливания 87,4 при времени отстоя 60 минут. Также наблюдается выделение основного количества воды в первые 10 минут. Влияние продолжительности времени отстоя на деэмульсацию приведена в таблице 3.10.
Таблица 3.10
Влияние продолжительности деэмульсации нефтяной эмульсии Кызылкия (обводненность 25% об., содержание солей в нефти 27,778 г/л) обработанная деэмульгаторам ПОЭС в количестве 120 г/т при 60°С
Время отстоя, мин. |
Объем отстойной воды, мл |
Степень обезвоживания, % |
Степень обессоливания, % |
Остаточное содержание солей, г/л |
1 |
20,125 |
80,5 |
78,2 |
6,056 |
5 |
21,425 |
85,7 |
83,3 |
4,639 |
10 |
21,625 |
86,5 |
84 |
4,444 |
20 |
21,775 |
87,1 |
84,6 |
4,278 |
30 |
21,9 |
87,6 |
85,3 |
4,083 |
40 |
22,175 |
88,7 |
86,3 |
3,806 |
50 |
22,275 |
89,1 |
86,8 |
3,667 |
60 |
22,45 |
89,8 |
87,4 |
3,5 |
По данным таблиц 3.8-3.10 была составлена зависимость степени деэмульсации нефтяной эмульсии от продолжительности процесса, приведенная в рисунке 3.3.
Рисунок 3.3. Влияние расхода деэмульгатора ПОЭС на кинетику процесса обезвоживания водонефтяной эмульсии Кызылкия
Был испытан в качестве деэмульгатора ДМН. При расходе 60 г/т степень обезвоживания составила 77 %, степень обессоливания 75,3% . Результаты приведены в таблице 3.11.
Таблица 3.11
Влияние продолжительности деэмульсации нефтяной эмульсии Кызылкия (обводненность 25% об., содержание солей в нефти 27,778 г/л) обработанная деэмульгаторам ДМН в количестве 60 г/т при 60°С