РОЗДІЛ 2
ОБ’ЄКТИ ТА МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕННЯ ЕКСПЕРИМЕНТІВ І ДОСЛІДЖЕНЬ
2.1. Вибір і дослідження вихідних нафт.
Вивчення емульгуючих властивостей емульсій та ефективності деемульгатора
проводили на нафтах Долинського, Гнідинцівського, Семенівського родовищ та
суміші західносибірських нафт, які переробляються на АТ “Укртатнафта”. Ці нафти
відрізняються за своїми фізико-хімічними характеристиками, географічним
розміщенням родовищ та ступенем їх виробітку. Всі вітчизняні нафти
видобуваються в трьох нафтогазоносних районах України - західному, східному та
південному.
Нафта Долинського родовища відноситься до високопарафінистої групи з малим
вмістом сірки, саме родовище знаходиться в Західно-Українському регіоні. Це
родовище є одним з найстаріших в Україні та характеризується високим ступенем
обводнення.
Нафту Гнідинцівського родовища можна віднести до парафінової групи, вона є
малосірковою. Родовище є одним з найбільших в межах Дніпровсько-Донецької
западини і експлуатується з 60-х років минулого століття.
Також для досліджень використовувалась нафта Семенівського родовища, яке
знаходиться на Кримському півострові. Ця нафта малопарафіниста і малосіркова.
Її унікальність зумовлена низьким вмістом легких фракцій та смол і
асфальтенів.
АТ ”Укртатнафта” на сьогодні є провідним українським підприємством з переробки
нафти. На цьому виробництві переробляють нафти східно-українських родовищ,
однак, їх кількість не забезпечує виробничих потреб, тому більша частина нафти
імпортується. Основним імпортером нафти є Росія, яка постачає нафтопроводом
суміш західносибірських нафт. Ці нафти є малопарафінистими, сірковими.
Характеристика вибраних нафт наведена в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1
Характеристика нафт
Нафта
Густина,
кг/м3
Температура застигання, оС
н20,
сСт
н50,
сСт
Вміст*, % мас.
парафінів
смол
асфальтенів
сірки
вміст, % мас.
температура топлення, оС
Долинська
847,6
20
38,10
5,54
16,7
52
14,30
0,64
0,20
Гнідинцівська
816,5
-18
3,93
2,24
2,30
51
10,20
0,99
0,47
Західносибірські
878,0
-20
19,80
7,18
3,91
50
15,91
3,69
1,27
Семенівська
907,0
-35
48,00
10,50
0,82
5,20
0,23
* Вміст парафінів, смол, асфальтенів та сірки в нафтах наведений за
результатами аналізів
центральних заводських лабораторій нафтопереробних підприємств.
Густину нафт визначали пікнометричним методом за методикою, описаною в ГОСТ
3900-85 [129]. Цей метод є одним з найточніших способів визначення густини
нафтопродуктів.
Температуру застигання визначали за ГОСТ 20287-74 методом Б [130].
Кінематичну в’язкість визначали відповідно до ГОСТ 33-82 [131] шляхом
вимірювання часу витікання рідини з капіляра віскозиметра.
2.2. Приготування та дослідження нафтових емульсій.
Приготування нафтових емульсій.
З вибраних нафт готували емульсії перемішуванням води та нафти [68]. Як
дисперсну фазу використовували 20 %-ий відфільтрований розчин технічної
кухонної солі в дистильованій воді. Оскільки найстійкішими є емульсії, в яких
вміст води становить 5-40 % мас. [132, 133] (незалежно від їх дисперсності), то
для досліджень використовували нафтові емульсії з вмістом дисперсної фази
приблизно 20 % мас.
Диспергування розчину солі у нафті проводили в гомогенізаторі MPV-303 при
частоті обертання 8000 об/хв. Емульсію витримували 16-18 год для забезпечення
формування захисних шарів на краплинах емульгованої води і тільки після цього
використовували для подальшого дослідження.
Визначення вмісту хлористих солей в нафті.
Вміст хлористих солей в нафті до і після зневоднення визначали за ГОСТ 21534-76
[134]. Визначення проводили методом індикаторного титрування хлористих солей у
водній витяжці розчином азотнокислої ртуті.
Вміст хлористих солей (мг/л) у нафті визначали за формулою:
Хі = ,
де V1 – об’єм розчину азотнокислої ртуті, витрачений на титрування водної
витяжки хлористих солей, см3;
Vк – об’єм розчину азотнокислої ртуті, витрачений на титрування розчину в
контрольній пробі, см3;
Vн – об’єм нафти, яку взяли на аналіз, см3;
Т – титр розчину азотнокислої ртуті, мг хлористого натрію на 1 см3 розчину;
1000 – коефіцієнт для перерахунку вмісту хлористих солей на 1 см3 нафти.
Визначення вмісту води в нафтовій емульсії.
Існує багато методів визначення вмісту дисперсної фази в емульсіях [68, 135,
136]. Однак, найпростішим і достатньо точним є метод Діна-Старка [137]. Його
суть полягає в одночасній відгонці з наважки нафти води разом з розчинником. Як
розчинник використовували прямогонний бензин (ТУ 38. 401-67-108-92).
Вміст води в нафті розраховували за формулою:
W = ·100 ,
де W - вміст води, % мас;
сд– густина дисперсної фази, г/мл;
V – об’єм води у вловлювачі, мл;
C – наважка нафти, взята для визначення, г.
Дисперсність нафтових емульсій.
Дисперсність емульсій визначають різними методами [138, 68]. Найпростіший з них
– седиментаційний, який грунтується на залежності швидкості осідання
диспергованих частинок від їх величини [68].
Седиментаційний аналіз проводили на торсійних вагах типу ВТ. Пробу нафтової
емульсії усереднювали шляхом збовтування і розбавляли гасом (ТУ У
22341203.007-98) таким чином, щоб концентрація води в отриманій емульсії
становила 2,5 %. Емульсію перемішували і наливали в циліндр діаметром 45 мм і
висотою 200 мм. Після занурення чашечки торсійних ваг в емульсію фіксували
початкову масу чашечки та висоту осідання емульгованих частинок (від дна
чашечки до верхнього меніска емульсії). На початку досліду заміри проводили
через кожні 20-40 с, а закінченні - через 20-40 хв. Запис проводили до того
часу, поки протягом 30 хв повністю не припиняло