Деэмульгаторы для разрушения нефтяных эмульсий представляют собой синтетические ПАВ, обладающие по сравнению с природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью.
- разрушение бронирующего слоя, окружающего капли пластовой воды, предотвращение его образования вокруг капель вновь подаваемой в нефть промывной воды;
- деэмульгатор, воздействуя на на нефтяную эмульсию, адсорбируется на поверхности раздела фаз нефть - вода, вытесняет и замещает менее активные природные ПАВ - эмульгаторы.
Природные эмульгаторы - естественные ПАВ, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде.
Деэмульгаторы должны обладать большей активностью, чем эмульгаторы.
Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна:
- по мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между ними возникают силы взаимного притяжения;
- мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли, в которых пленки вокруг глобул воды сохраняются;
- процесс образования больших капель (хлопьев) из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды;
- процесс слияния капелек воды называется коалесценцией. Деэмульгаторы должны обеспечивать коалесценцию.
Свойства реагентов - деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий:
- способностью проникать на поверхность раздела фаз нефть - вода;
- вызывать флоккуляцию и коалесценцию глобул воды;
- хорошо смачивать поверхность механических примесей.
Деэмульгаторы обычно подразделяются на 2 группы:
- ионогенные - образующие ионы в водных растворах;
- неионогенные - не образующие ионы в водных растворах.
Для опытов использовали нефть нефтекумскую, ачикулакскую, дагестанскую.
Исследования проводились по следующей методике: в стакан объемом 500 мл наливали 70 мл нефти и 30 мл дистиллированной воды. Содержимое стакана эмульгировали при помощи мешалки в течение 10 минут. Приготовленную эмульсию разливали в градуированные пробирки по 9 мл. Последовательно, начиная со 2й пробирки, вводили расчетное количество деэмульгатора и взбалтывали эмульсию в течение 1 минуты. Затем давали отстояться в течение 30 минут при рабочих температурах деэмульгатора. В первой пробирке отстой воды вели без деэмульгатора. По истечении указанного времени замеряли количество воды с точностью до 0,1 мл. Эффективность деэмульгатора оценивалась по отношению объема выделившейся воды к общему ее содержанию в эмульсии.
Заметный положительный эффект исследований наблюдался только для ачикулакской и смеси волгоградской и шаимской нефти. Для ачикулакской нефти при использовании деэмульгатора СНПХ-4410 (расход 0,07-0,28 г/т) п ле 30 минут отстоя количество выделившейся воды было незначительно (следы), но через сутки количество воды резко увеличилось и эффективность деэмульгатора достигла 51,9%. Для той же ачикулакской нефти при обработке ее деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,1-0,4 г/т) эффективность возросла до 66,7%. При обработке смеси волгоградской и шаимской нефти деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,09-0,37 г/т) эффективность составила 3,7-48,2% об. При обработке той же нефти деэмульгатором Диссольван-4411 (расход 0,15-0,4 г/т) эффективность достигала 96,3%. Деэмульгатор СНПХ-4410 (расход 0,03-0,06 г/т) не дал заметного положительного эффекта (в пробирках наблюдались только следы воды). Воздействие всех перечисленных деэмульгаторов на нефтекумскую и дагестанскую нефть (при расходах 0,08-0,35 г/т) положительного эффекта не дало, во всех случаях отмечались лишь следы вода. Возможно, для увеличения эффективности работы деэмульгатора необходимо изменить технологические параметры (увеличить расход деэмульгатора, изменить температур процесса, время отстоя).