Массовое применение заводнения для поддержания пластового давления обусловливает неуклонный рост обводненности нефтяных месторождений. Из-за высокой обводненности расходы на отделение воды и солей составляют значительную часть общих затрат на подготовку нефти. Обезвоживание добываемой жидкости гравитационной сепарацией с добавлением специальных химических реагентов-деэмульгаторов является общепринятым методом разрушения стойких эмульсий. Понимание взаимосвязи между химическим составом и эффективностью деэмульгатора имеет большое значение для оптимизации действующих, а также проектирования новых схем подготовки на объектах добычи. В настоящее время анализ состава не входит в перечень обязательных лабораторных исследований химических реагентов данного класса на нефтедобывающих предприятиях, что обусловливает необходимость выполнения большого количества трудоемких испытаний по подбору деэмульгаторов из ассортимента десятков поставщиков в ходе закупочных мероприятий. Информация о природе действующих компонентов в сочетании с историей эксплуатации позволит сократить список кандидатов, исключив заведомо неэффективные и дублирующие марки. Как подтверждено многочисленными исследованиями, основополагающей характеристикой деэмульгаторов выступает гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) полимерных неионогенных ПАВ активной основы. Численное значение ГЛБ пропорционально доле гидрофильных звеньев в полимере. В статье методами инфракрасной (ИК) спектроскопии и спектроскопии ядерного магнитного резонанса (ЯМР) установлен состав представительной коллекции из 25 образцов промысловых деэмульгаторов отечественного производства. Для придания товарным формам химических реагентов необходимых технологических свойств в качестве растворителя используются смеси метанола, воды, толуола и о-ксилола. Показано, что сухой остаток изученных образцов состоит из блок-сополимеров оксидов этилена и пропилена, в ряде случаев с добавкой 1-10 % Неонола и/или сложных эфиров. Путем деконволюции области валентных колебаний связей C–H при частоте 3000-2800 см‑1 на ИК-спектрах и сопоставления с данными 13С ЯМР в 24 активных основах установлено содержание оксида этилена (от 6 до 46 %, в среднем – 23 %). Рассчитанные по формуле Гриффина числа ГЛБ преимущественно составляют от 3 до 7, что соответствует гидрофобной части шкалы и может объясняться целесообразностью распределения действующих компонентов в нефтяную фазу высокообводненных эмульсий, характерных для большинства месторождений.
Список литературы
1. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова, Н.М. Николаева. – М.: Химия, 1967. – 200 с.
2. Berger P.D., Hsu C., Arendell J.P. Designing and selecting demulsifiers for optimum field performance on the basis of production fluid characteristics // SPE-16285-РА. – 1988. – https://doi.org/10.2118/16285-PA
3. Kim Y.H., Wasan D.T. Effect of demulsifier partitioning on the destabilization of water-in-oil emulsions // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 1996. – V. 35 – No. 4 – P. 1141–1149. – https://doi.org/10.1021/ie950372u
4. Optimizing the polyethylene oxide and polypropylene oxide contents in diethylenetriamine-based surfactants for destabilization of a water-in-oil emulsion / Y. Xu, J. Wu, T. Dabros [et al.] // Energy & Fuels. – 2005. – V. 19 – No. 3 – P. 916–921. – https://doi.org/10.1021/ef0497661
5. Pasquali R.C., Sacco N., Bregni C. The studies on hydrophilic-lipophilic balance (HLB): sixty years after William C. Griffin’s pioneer work (1949-2009) // Latin American Journal of Pharmacy. – 2009. – V. 28 – No. 2 – P. 313–317. – http://www.latamjpharm.org/resumenes/28/2/LAJOP_28_2_4_1.pdf
6. Инфракрасная спектроскопия для контроля качества ингибиторов коррозии / А.Р. Ракитин, Г.С. Боженкова, С.А. Киселев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2022. – №. 11. – С. 69–76. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-11(647)-69-76
7. Стеванович Е., Ракитин А.Р., Стоянович К. Связь валентных колебаний алифатических групп со структурно-геохимическими характеристиками нефтей единого генетического типа на примере месторождения Турия-север (Паннонский бассейн, Сербия) // Нефтехимия. – 2021. – Т. 61. – № 5 – С. 620–631. – https://doi.org/10.1134/S0965544121090024
8. Synthesis, characterization, and evaluation of petroleum demulsifiers of multibranched block copolymers / E.I. Hernández, L.V. Castro-Sotelo, J.R. Avendaño-Gómez [et al.] // Energy & Fuels. – 2016. – V. 30 – No. 7 – P. 5363–5378. – https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b00419
9. Разрушение нефтяных эмульсий в нефтесборном коллекторе с применением маслорастворимых неионогенных ПАВ / Н.С. Князев, Ф.Л. Алсынбаева, И.Д.Муратова, Н.И. Аскаров // Нефтяное хозяйство. – 1976. – № 7 – С. 74–75.
10. Mechanistic study on demulsification of water-in-diluted bitumen emulsions by ethylcellulose / X. Feng, P. Mussone, S. Gao [et al.] // Langmuir. – 2010. – V. 25 – No. 5. – P. 3050–3057. – https://doi.org/10.1021/la9029563
11. Polymeric surfactants and emerging alternatives used in the demulsification of produced water: a review / F. Shehzad, I.A. Hussein, M.S. Kamal [et al.] // Polymer Reviews. – 2018. – V. 58 – No. 1 – P. 63–101. – https://doi.org/10.1080/15583724.2017.1340308
12. Development of a method for measurement of relative solubility of nonionic surfactants / J. Wu, Y. Xu, T. Dabros, H. Hamza // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2004. – V. 232 – No. 2-3 – P. 229–237. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2003.10.028
13. Особенности формирования и разрушения нефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Х.З. Хасабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 324 с.
