CC BY
0УДК 665.044.7
DOI 10.24412/cl-37255-2024-1-48-51
ИССЛЕДОВАНИЕ СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НЕФТИ ТАЙЛАКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Иванова Л.В., Деньгаев А.В., СидибеМ.С., Абдулрахман Б.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва E-mail: ^шуа.^^^^.!^
Аннотация. В работе исследованы физико-химические свойства нефти Тайлаковского месторождения и структурно-механические свойства ее водонефтяных эмульсий (ВНЭ) разного состава. Показано, что с повышением обводненности вязкость ВНЭ резко возрастает, что наиболее выражено при низких температурах: при 10оС вязкость 80%-ной водонефтяной эмульсии превышает вязкость исходной нефти почти в 50 раз. Это связано с упрочнением бронирующего слоя вокруг глобул воды. Принимая во внимание, что основными компонентами стабилизационного слоя ВНЭ являются асфальто-смолистые соединения нефти, рассмотрены структурные параметры смол и асфальтенов, выделенных из исследуемой нефти, полученные на основе данных ИК-Фурье-спектрометрии.
Ключевые слова: высоковязкие нефти, асфальто-смолистые вещества, вязкость, водонефтяные эмульсии, энергия разрушения структуры НДС.
По оценкам ряда исследований, запасы нетрадиционной нефти, включая тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть и битум, превышают 6 триллионов баррелей. Эта сумма эквивалентна примерно 70% всех энергетических ресурсов, полученных из ископаемого топлива в мире. [1] Главный аспект, который отличает традиционные и нетрадиционные нефти, заключается в том, что нетрадиционные нефти не могут быть извлечены в их естественном состоянии путем исключительно применения классических методов добычи, и, кроме того, они обычно требуют нагревания и разбавления во время транспортировки, что увеличивает затраты на добычу. Такие нефти, как правило, имеют более высокую плотность, вязкость, большее содержание азота, кислорода, серы и тяжелых металлов и более высокое содержание высококипя-щих фракций [1, 2]. Одной из важнейших особенностей разработки залежей высоковязких нефтей является неньютоновский характер течения. Отклонение от линейного закона течения флюида связано, прежде всего, с образованием прочной пространственной структуры за счет наличия в составе высокомолекулярных компонентов и растворенных газов. [3,4]. Другой особенностью таких нефтей является склонность к образованию трудноразрушаемых водонефтя-ных эмульсий (ВНЭ). Основной причиной устойчивости эмульсий тяжёлых высоковязких нефтей является структурно-механический барьер, образующийся вокруг глобул воды в результате адсорбции на межфазной поверхности природных эмульгаторов (асфальтены, смолы, микрокристаллы парафина и другие коллоидно-растворимые вещества), содержащихся в нефти. [5,6]. Образование ВНЭ в процессах добычи приводит к осложнениям, связанным с повышением вязкости нефтяного флюида при движении в скважине и в системе и внутрипро-мыслового сбора нефтяного сырья [7], а также к формированию промежуточного слоя (пром-слой) в процессах подготовки нефти и, как следствие, накоплению нефтешламов [8].
Целью данного исследования являлось изучение структурно-механических свойств нефти Тайлаковского месторождения и образованных ею водонефтяных эмульсий.
В таблице 1 приведены физико-химические характеристики нефти, при определении которых применялись стандартные методы анализа. Определение асфальтенов проводили холодным методом Гольде с использованием н-гексана в качестве осадителя. Смолы выделяли на селикагеле, десорбцию проводили хлороформом. ИК-спектры получали на ИК-Фурье-спек-трометр ФСМ 1201, в диапазоне от 4000 до 500 см-1. Молекулярную массу смол и асфальтенов определяли криоскопическим микрометодом Раста. Искусственные эмульсии получали с применением пропеллерной механической мешалки (1500 об/мин.) при комнатной температуре. Для приготовления ВНЭ применялась модельная пластовая вода с минерализаций 250 г/л и
плотностью 1,162 г/см3. Реологические кривые снимали с помощью ротационного вискозиметра «Rheotest RN 4.1». Измерения проводили в широком диапазоне скоростей сдвига и температур.
Как следует из табл. 1 нефть Тайлаковского месторождения относится к тяжелым (тип 3 по ГОСТ Р-51858-2020), с высоким содержанием высококипящих фракций, характеризуется практически полным отсутствием твердых парафинов и высокой долей смолисто-асфальтено-вых веществ, в сумме 12,25%, при этом соотношение С/А составляет всего 1,27. Указанный компонентный состав объясняет высокие значения плотности и вязкости данной нефти и ее склонность к образованию устойчивых водонефтяных эмульсий.
Таблица 1 - Физико-химические характеристики нефти
Показатели Значения
Плотность при 20°С, г/см3 0,888
Вязкость динамическая, тПа*с 47,5
Фракционный состав, % н. к., °С 70
н.к. - 180оС 8,3
180-300оС 10,6
>300оС 81,1
Температура застывания, °С -22
Содержание, % масс. Парафины 0,02
Смолы 6,85
Асфальтены 5,4
Содержание серы, % 1,61
В работе были исследованы вязкостно-температурные свойства искусственных ВНЭ с разным содержанием водной фазы: 20%, 40%, 60% и 80%, результаты представлены на рисунке 1.
Как видно из приведенных данных, с увеличением содержания водной фазы в составе ВНЭ значительно увеличивается их вязкость, достигая максимальных значений при обводненности 80%: вязкость эмульсии при данной обводненности при 20оС почти в 60 раз выше, чем у исходной нефти.
Для характеристики прочности структуры, формирующейся при разных температурах, были сняты изотермические кривые течении нефти прямого и обратного хода, при температурах 10 и 20 °С. В результате были получены петли гистерезиса, характерные для тиксотропной жидкости, на основании которых рассчитаны значения внутренней энергии разрушения структуры НДС (рисунок 2).
6000
5000
£4000 го
¡53000
и
о
а:
¿§2000 -
1000
0
\ \
-20% 40% 60%
0
10
50
60
20 30 40
Температура, °С
Рисунок 1 - Вязкостно-температурные зависимости для ВНЭ с разным содержанием водной фазы
40
2094 4094 60% 80%
Содержание водной фа-зыЕ змульсии. % Рисунок 2 - Зависимость внутренней энергии разрушения структуры НДС от обводнённости ВНЭ
при 10 и 20 °С
Представленные на рисунке 2 данные свидетельствуют о том, что с повышением обводненности системы образуется более структурированная система, требующая больше энергии на ее разрушение. При этом с понижением температуры с 20 до 10оС этот показатель заметно возрастает. Увеличение вязкости системы по мере увеличения содержания водной фазы можно объяснить увеличением диаметра глобул воды до размеров, когда образующаяся дисперсная фаза создает заметное влияние на течение нефтяной системы. При этом происходит структурирование системы за счет более выраженного физического взаимодействия между частицами дисперсной фазы. Основными компонентами, входящими в стабилизационный слой ВНЭ являются, как правило, асфальтены, содержание которых в данной нефти велико. При понижении температуры с 20оС до 10оС силы межмолекулярного взаимодействия между отдельными молекулами асфальтенов возрастают, что приводит к упрочнению бронирующих оболочек вокруг глобул воды и, как следствие, к более высокой энергии разрушения структуры НДС. Присутствие в нефтяной системе смол способствует диспергированию асфальте-нов и повышению стабильности эмульсии при оптимальном соотношении А/С. В этой связи представляет интерес рассмотреть структурные параметры смол и асфальтенов, выделенных из исследуемой нефти. Сравнительные данные по спектральным коэффициентам исследуемых объектов, рассчитанным на основе характеристических полос поглощения на ИК-спектрах смол и асфальтенов, приведены в таблице 2.
Средняя молекулярная масса асфальтенов в 2,7 выше, чем у смол, при этом по коэффициенту ароматичности средняя молекула асфальтенов лишь немного превосходит данный показатель для средней молекулы смол. Ароматические структуры в молекулах асфальтенов, как и принято считать, имеют более высокий коэффициент конденсированности. Доля алифатических цепей и их строение выражаются коэффициентами алифатичности и разветвленности, соответственно. Как видно из табл.2 коэффициент алифатичности в молекулах асфальтенов несколько выше, чем в молекулах смол и в алифатические цепи асфальтенов имеют более высокий коэффициент разветвленности. Обращает на себя внимание более высокое относительное содержание в смолах гетероатомов серы и кислорода, о чем можно судить по коэффициентам окисленности и осерненности. Высокая степень ароматичности и повышенное содержащие гетероатомов указывает на то, что смолы данной нефти характеризуются повышенной полярностью, что, вероятно, обеспечивает их более эффективное взаимодействие с ассоциа-тами асфальтенов.
Таблица 2 - Спектральные коэффициенты асфальтенов и смол, выделенных из нефти Тайлаковского месторождения
М Спектральные коэффициенты
Сар D1600/D720 CÜR D1700/D1465 Cразв D1380/D1465 Cал (D720+D1380)/ D1600 C<* D1030/D1465 Cконд D815/ (D815+D750)
Асфальтены 1293 2,667 0,129 1,454 1,788 0,564 0,488
Смолы 479 2,000 0,415 1,011 1,718 0,804 0,370
Структурно-механические свойства водонефтяной эмульсии во-многом определяются структурой высокомолекулярных компонентов нефти смол и асфальтенов и их взаимным влиянием.
Список литературы
1. Santos R. G., Loh W., Bannwart A. C., Trevisan O. V. An overview of heavy oil properties and its recovery and transportation methods // Review Braz. J. Chem. Eng. 2014. P. 572-584.
2. Cheshkova T.V., Sergun V.P., Kovalenko E.Yu., Gerasimova N.N., Sagachenko T.A., Min R.S. Resins and Asphaltenes of Light and Heavy Oils: Their Composition and Structure // Energy Fuels. 2019. V. 33, No. 9. P. 7971-7982.
3. Ramírez-González P.V., Quiñones-Cisneros S.E. Rheological Behavior of Heavy and Extra-Heavy Crude Oils at High Pressure // Energy Fuels. 2020. V. 34, No. 2. P. 1268-1275.
4. Надыров А.И., Владимиров И.В. Влияние структурно-механических свойств нефти на технологические показатели разработки горизонтальной скважины // Нефтегазовое дело. 2017. № 4. C.105-109.
5. Соруш А., Хуторянский Ф.М., Солтани Б. Прогнозирование основных свойств и характеристик тяжёлых нефтей, влияющих на устойчивость их эмульсий. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2017. № 5. С.34-40.
6. Liu D., Li C., Yang F., Sun G., You J., Cuia K. Synergetic effect of resins and asphaltenes on water/oil interfacial properties and emulsion stability // Fuel. 2019. V. 252. P. 581-588.
7. Трофимова Е.П., Сорокина Е.С., Паппел К.Х. Проблемы образования и разделения аномально устойчивых нефтяных эмульсий на объектах подготовки нефти // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2019. № 7. С. 6-9.
8. Hui Kunlong, Tang Jun, Lu Haojie, Xi Beidou, Qu Chengtun, Li Juan. Status and prospect of oil recovery from oily sludge: A review // Arabian Journal of Chemistry. 2020. V. 13, Issue 8, P. 6523-6543.
