ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НА ИХ СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 665.61.033-404.8

МРНТИ 52.47.27

DOI 10.56525/UPQA9647

ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НА ИХ

СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

БАЯМИРОВА Р.У.

Каспийский университет технологий

и инжиниринга имени Ш.Есенова

Актау, Казахстан

E-mail: ryskol.bayamirova@yu.edu.kz

ТОГАШЕВА A.Р.

Каспийский университет технологий

и инжиниринга имени Ш.Есенова

Актау, Казахстан

E-mail: aliya.togasheva@yu.edu.kz

ЖОЛБАСАРОВА А.Т.

Каспийский университет технологий

и инжиниринга имени Ш.Есенова

Актау, Казахстан

E-mail: akshyryn.zholbassarova@yu.edu.kz

*САРБОПЕЕВА М.Д.

Каспийский университет технологий

и инжиниринга имени Ш.Есенова

Актау, Казахстан

E-mail: manshuk.sarbopeyeva@yu.edu.kz

ВОРОБЬЕВ А.Е.

Российский университет дружбы народов (РУДН)

Москва, Россия

E-mail: fogel_al@mail.ru

*Автор-корреспондент: manshuk.sarbopeyeva@yu.edu.kz

Аннотация. Республика Казахстан является одним из лидеров в добыче углеводородов. Однако добываемая в Казахстане нефть, особенно из нефтегазового месторождения Северные Бузачи, имеет высокую вязкость и, следовательно, относится к категории нетрадиционных ресурсов с высоким содержанием металлов, связанных с асфальто-смолистыми компонентами. Эта проблема является общей для всех стран, добывающих нефть в Каспийском бассейне.

Анализ разработки нефтегазового месторождения Северные Бузачи указывает на резкий рост обводненности на начальном этапе разработки, что связано с чрезмерно большой разницей реологических характеристик пластовой нефти и воды. Вследствие этого на забое скважины и в стволе образуется водонефтяная эмульсия, которая может приобретать множество различных состояний с разнообразными физико-механическими и технологическими свойствами. Изучению свойств водонефтяных эмульсий посвящено значительное число работ.

Нефти месторождений Северное Бузачи, Каражанбас, Каламкас, Каратурун, Терень-Узек Западный и другие нефти месторождений Западного Казахстана относятся тяжелым, высоко асфальтено-парафинистым нефтям, которые обуславливают высокие вязкостные свойства. Смолы и асфальтены в определенных термодинамических условиях, выпадая из растворенного состояния, могут образовывать различные структурные среды, адсорбируясь на поверхности водяных капель адсорбционную пленку различных свойств.

Нефть в Каспийском бассейне характеризуется как вязкая и тяжелая с высоким содержанием металлов, особенно ванадия и никеля, которые взаимодействуют в нефти с асфальто-смолистыми компонентами. Эти свойства нефти снижают нефтеотдачу. Эти свойства и методы оптимизации добычи нефти были рассмотрены на основе Северо-Бузачинского нефтегазового региона Республики Казахстан. Экспериментально изучены структурно-механические свойства водно-нефтяных эмульсий сырой нефти. На основе измеренных параметров были рассчитаны значения напряжения сдвига при скорости сдвига стенок, а затем были построены кривые потока для разных температур и нефте-водяных соотношений. В результате, выявлены закономерности изменения реологических свойств в зависимости от содержания и температуры воды и получена формула, позволяющая определять значения эффективного вязкостного комплекса нефте-водяных эмульсий. Исходя из полученных результатов, в этой области может быть проведена оптимизация технологических режимов подготовки нефти для дальнейшей транспортировки и переработки в разные периоды эксплуатации.

Ключевые слова: водонефтяная эмульсия, деэмульсация, реология, тяжелая нефть, нефтегазовое месторождение, Северные Бузачи, смолы, асфальтены, эмульгатор, реагент, турбулизация, поток, экспериментальные исследования, вязкость.

Введение

Республика Казахстан является одним из лидеров в добыче углеводородов [1]. Однако добываемая в Казахстане нефть, особенно из нефтегазового месторождения Северные Бузачи, имеет высокую вязкость и, следовательно, относится к категории нетрадиционных ресурсов с высоким содержанием металлов, связанных с асфальто-смолистыми компонентами [2,3,4]. Эта проблема является общей для всех стран, добывающих нефть в Каспийском бассейне.

Анализ разработки нефтегазового месторождения Северные Бузачи указывает на резкий рост обводненности на начальном этапе разработки, что связано с чрезмерно большой разницей реологических характеристик пластовой нефти и воды. Вследствие этого на забое скважины и в стволе образуется водонефтяная эмульсия, которая может приобретать множество различных состояний с разнообразными физико-механическими и технологическими свойствами. Изучению свойств водонефтяных эмульсий посвящено значительное число работ [5,6].

Обычно при проектировании и строительстве установок подготовки нефти представляются данные о свойствах безводной нефти и ее эмульсии, где не учитывается специфики образования и разрушения эмульсии [7,8,9]. Образование стойких водонефтяных эмульсий при совместном движении нефти и воды, наряду с диспергированием, обуславливается природных эмульгаторов в нефти [10,11,12]. При этом немаловажную роль играет компонентный состав эмульгаторов, который способствует формированию прочной адсорбционной пленки по поверхности глобул воды. Нефти месторождений Северное Бузачи, Каражанбас, Каламкас, Каратурун, Терень-Узек Западный и другие нефти месторождений Западного Казахстана относятся тяжелым, высоко асфальтено-парафинистым нефтям, которые обуславливают высокие вязкостные свойства. Смолы и асфальтены в определенных термодинамических условиях, выпадая из растворенного состояния, могут образовывать различные структурные среды, адсорбируясь на поверхности водяных капель адсорбционную пленку различных свойств. Микроскопические исследования показали [3,6], что эмульсии смолисто-парафинистой нефти и эмульсии высокосмолистой нефти с содержанием асфальтенов в зависимости от условий образования эмульсий и компонентного состава адсорбционной пленки значительно отличаются по устойчивости и интенсивности разрушения. Исследованиями установлено, что эмульсии смолисто-парафинистой нефти легко подвергаются обезвоживанию, чем эмульсии высокосмолистой нефти с содержанием асфальтенов.

Отмечается, что нефть месторождения Каражанбас обладает сравнительно высокой эмульгирующей способностью [13,14]. Исследованиями по выделению эмульгаторов и изучению их состава было определено, что основными стабилизаторами Каражанбасской нефти являются асфальтены. Смолы и асфальтены, входящие в состав стабилизаторов, судя по высоким значениям коэффициента светопоглощения представляют собой высокомолекулярные, конденсированные ароматические структуры. Асфальтеновый характер стабилизаторов и высокая величина их адсорбции являются главной причиной высокой устойчивости эмульсии нефти месторождения Каражанбас. Наилучшие результаты по деэмульсации эмульсии Каражанбасской нефти получено при термохимическом методе деэмульсации реагентом дисольван 4411 при температуре обработки, равной 80ºС. При расходе дисольвана 300 г/т в данных условиях достигалось полное разрушение 20% эмульсии.

Анализ научной, патентной литературы и собственные исследования показали, что факторами, обуславливающими склонность нефтей к эмульгированию, являются: физико-химические свойства нефтей; температура образования эмульсии; минерализация пластовой воды; дисперсность (глобул) воды.

Цель исследования: Рассмотреть особенности нефтяных месторождений в Северо-Бузачинском нефтегазовом регионе.

Материалы и методы исследования

Теоретико-методологическая основа исследования - теория регулирования устойчивого развития нефтяной промышленности в различных формах управления и интеграционных процессах развития нефтяного сектора, работы отечественных и зарубежных экспертов в нефтяной промышленности. Достоверность и надежность исследования достигнуты путем применения научных методов анализа.

Для достижения этой цели в статье применяются следующие методы: абстрактно-логическая, аналитическая, в частности историческая, экспериментальная и экономико-статистическая. Кроме того, в исследовании использовались методы диалектического познания и системный подход.

Результаты исследования

Как известно, легкая нефть и нефть средней плотности не склонны к образованию стабильных эмульсий типа в/н. Парафинистая нефть отличается склонностью удерживать эмульсионную воду в своей кристаллической решетке, поэтому дополнительным условием при разрушении эмульсий является расплавление этой решетки. Нефти с высоким содержанием асфальтено-смолистых веществ (естественные эмульгаторы) сопровождаются образованием высоковязких устойчивых эмульсий. В формировании эмульсии нефти и пластовой воды, а также ее разрушении, особое место занимает температура системы. Высокосмолистые нефти могут при температурах, наблюдаемых в стволе скважины и системе сбора образовывать эмульсии, содержащие 30-60 % воды.

Минерализация пластовой воды также может стать основной причиной образования трудно разрушающихся сложных эмульсий. Пластовые воды, добываемые с нефтью и образующие с ней дисперсную систему, содержат значительное количество растворенных солей. Устойчивость эмульсии в значительной степени зависит от дисперсности эмульсии. При движении обводненной нефти от забоя до устья и дальнейшем по промысловым трубам происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, образованием стойких эмульсий. Основными параметрами, определяющими степени дисперсности эмульсии при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации. Скорость потока при движении водонефтяной смеси изменяется в широких пределах, и, следовательно, изменяется режим движения водонефтяной смеси. Твердые частицы в смеси (песок, асфальтены) могут являться очагами локальной турбулизации, что при некотором значении скорости может привести к ранней турбулизации всего потока. При этом турбулентный режим наступает при значительно меньших значениях критического значения числа Рейнольдса. Это приводит к увеличению пульсации потока и уменьшению диаметра глобул воды и увеличивает дисперсность суспензии. Особенно большие изменения дисперсности наблюдаются при прохождении смеси через штуцирующие устройства и насосные установки. Рассмотренные особенности образования устойчивых тяжелых эмульсий имеют большое значение при разработке способов разрушения сложных эмульсий.

Большое содержание асфальтено-смолистых веществ в нефти сильно влияет как на условия образования эмульсий, так и на ее устойчивость, а также на реологические свойства. Поэтому при эксплуатации скважин, продуцирующих водонефтяную смесь и внутрипромысловом транспорте необходимо знать изменение реологических параметров нефти от степени обводнённости. Точное определение реологических свойств водонефтяных эмульсий позволяет рационально выбрать технологию эксплуатации обводненных нефтяных скважин и перекачки нефти при проектной производительности нефтепроводов. Кроме того, исследование структурно-механических характеристик эмульсий даёт возможность решить такие вопросы, как деэмульсации сложной эмульсии, внутри трубопроводной деэмульсации, гидротранспорт и др.

Экспериментальные исследования реологических свойств водонефтяных эмульсий проводились на капиллярном вискозиметре. Опыты по изучению кривых течений проводились на нефтях месторождений Северное Бузачинское (скв. №130), Каражанбасское (скв. №108), Каратуринское (скв. №1) при различных значениях температуры и обводненности.

Приготовление эмульсий производились смешиванием нефти с искусственно приготовленной пластовой водой на эмульсоре «Zenith type» (2800 об/мин) в течение 20-30 минут. После заливки и термостатирования в вискозиметре снимали зависимость расхода жидкости, проходящей через капилляр, от перепада давления на его концах. Полученные данные обрабатывались в консистентных переменных:

(1)

где P - напряжения сдвига на стенки, V - скорость сдвига.

Результаты расчетов для нефти месторождения Северное Бузачи (скв. №130) для различных температур и водонефтяных отношений приведены в таблицах 1-6.

На основе полученных данных построены реологические кривые (реограммы) течения, которые изучены сделаны анализы, что с ростом содержания воды в нефти увеличивается вязкость, меняется характер кривой течения.

Таблица 1 - Значения P и V для 22%-ной водонефтяной эмульсии месторождения Северное Бузачи

20ºС 40ºС 60ºС

1 2 3 4 5 6

P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1

47,5 5,9 56,8 51,8 30,7 118,8

116,4 16,7 121,0 121,0 90,3 205,2

219,7 34,3 190,9 205,2 113,6 428,8

324,0 45,3 256,0 284,0 153,6 577,8

429,2 58,3 288,6 361,8 186,2 716,0

627,5 78,3 409,6 437,4 251,4 977,4

1 2 3 4 5 6

702,9 105,1 470,2 518,4 290,5 1112,4

887,2 134,2 544,6 577,8 367,7 1400,8

1195,4 167,7 605,2 669,6 431,1 1688,0

1319,2 208,3 702,9 783,0 569,8 2187,0

1572,5 246,3 819,3 898,6 644,3 2454,8

1759,6 287,1 1005,5 1107,0 - -

2017,5 333,6 1098,6 1217,2 - -

2222,3 371,6 1294,1 1434,2 - -

1322,0 1601,6 - -

Таблица 2 - Значения P и V для 30%-ной водонефтяной эмульсии месторождения Северное Бузачи

20ºС 30ºС 40ºС 50ºС

P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1

136,9 12,6 48,4 8,0 10,2 6,0 14,3 11,2

245,8 18,3 119,2 26,9 123,8 88,1 153,7 120,1

464,6 47,7 185,3 46,0 232,8 164,9 458,0 289,7

682,4 64,2 255,1 68,8 328,6 237,1 508,5 381,7

904,9 87,7 359,4 106,8 459,9 339,4 663,1 459,9

1145,1 116,3 464,6 131,7 669,4 498,6 912,9 669,4

1326,7 145,8 566,0 166,8 900,3 684,9 1313,5 934,7

1581,8 181,8 674,0 205,5 1100,4 864,1 1619,6 1148,9

1795,0 209,3 839,8 269,7 1340,6 1043,9 1925,2 1358,3

2017,5 245,2 1079,0 362,2 1558,5 1259,5 2328,4 1558,5

2231,6 280,6 1323,9 460,9 1763,3 1467,7 2681,3 1801,5

- - 1554,8 548,6 2230,7 2059,0 3121,1 2107,8

- - 1751,2 621,3 - - - -

- - 1984,0 716,9 - - - -

60ºС 70ºС 80ºС

P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1

11,2 23,9 11,2 39,4 22,3 121,6

128,5 311,0 58,7 185,8 63,3 238,1

255,1 555,1 158,3 547,6 132,2 604,8

350,1 732,2 273,7 827,3 241,1 1094,0

535,3 1063,8 467,4 1679,4 311,0 1425,6

702,9 1419,1 694,5 2602,8 454,3 2106,0

903,1 2340,4 880,7 3283,2 563,3 2610,4

1113,5 2662,2 1103,2 4309,2 673,1 3196,8

1368,6 3190,3 1374,2 5032,8 776,5 3499,2

1565,9 3898,8 1545,5 5799,6 903,1 4222,8

1824,8 5464,8 1761,5 6706,8 1019,4 4622,4

2314,5 5994,0 - - 1148,9 5427,0

- - - - 1239,2 6037,2

- - - - 1325,7 6566,4

Таблица 3 - Значения P и V для 36%-ной водонефтяной эмульсии месторождения Северное Бузачи

20ºС 40ºС 60ºС

P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1

119,2 5,1 45,6 11,4 11,2 12,3

224,4 7,5 115,4 33,4 45,6 49,1

328,6 14,7 185,3 54,4 81,0 87,7

446,9 15,9 289,5 85,0 117,3 111,1

555,8 18,0 428,3 126,3 150,8 169,3

664,7 23,8 530,7 157,5 186,2 203,8

778,3 28,8 675,9 202,1 220,6 248,7

887,2 31,4 876,1 272,4 255,1 291,5

1010,1 42,6 1062,3 332,0 289,5 317,4

1215,0 50,4 1241,0 397,5 324,0 333,4

1476,6 62,9 1389,1 453,0 358,4 394,1

1582,7 71,0 1559,4 515,4 432,9 478,4

2017,5 81,2 1754,9 599,2 498,1 557,0

2204,6 95,6 1930,0 664,5 567,9 614,2

2450,4 123,3 2099,4 738,7 639,6 755,4

- - 2252,1 771,3 702,0 794,2

Таблица 4 - Значения P и V для 50%-ной водонефтяной эмульсии месторождения Северное Бузачи

20ºС 40ºС 60ºС

P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1

149,9 1,7 141,5 17,1 11,2 5,6

290,5 3,0 228,1 30,2 120,1 74,8

475,7 5,7 338,0 46,5 229,0 124,0

661,9 10,5 446,9 63,2 338,0 180,0

848,1 15,2 555,8 82,2 446,9 247,2

1034,3 20,3 664,7 104,4 555,8 312,8

1220,5 25,1 773,7 117,4 664,7 376,6

1416,1 30,1 882,6 136,4 786,7 467,9

1611,6 34,7 1100,4 176,5 882,6 538,7

1769,8 38,7 1319,2 220,9 1122,8 699,9

1974,7 47,6 1537,1 265,8 1327,6 863,4

2160,9 52,5 1754,9 313,4 1546,4 1032,6

2365,7 55,8 1982,1 362,1 1777,3 1205,8

2634,7 63,3 2196,2 415,2 1990,5 1447,3

2755,8 67,3 2370,3 496,8 2248,4 1616,0

Таблица 5 - Значения P и V для 60%-ной водонефтяной эмульсии месторождения Северное Бузачи

20ºС 40ºС 60ºС

P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1

1032 6,91 93 5,08 24 7,99

1223 6,48 196 9,72 28 11,02

1423 8,21 289 16,20 80 19,98

1610 9,40 396 24,30 115 30,67

1796 11,56 470 29,59 184 49,57

1912 11,99 563 36,83 254 92,23

1991 14,15 670 51,62 324 100,33

2075 14,90 852 61,02 394 108,43

2159 15,88 1047 78,84 465 133,38

2350 17,71 1229 96,12 530 153,25

2522 20,09 1397 113,18 607 175,72

2722 22,90 1685 142,99 687 205,31

- - 2094 189,32 847 258,12

- - 2345 220,54 1029 329,51

- - 2606 254,66 1327 464,94

- - - - 1592 567,00

Таблица 6 - Значения P и V для 70%-ной водонефтяной эмульсии месторождения Северное Бузачи

20ºС 40ºС 60ºС

P, Па V, с-1 P, Па V, с-1 P, Па V, с-1

765,3 3,6 196,4 5,5 67,8 9,2

909,6 4,6 294,2 16,8 153,3 21,1

1049,2 5,5 392,0 12,5 205,8 31,4

1188,9 6,4 578,2 23,3 294,2 44,1

1314,6 7,7 759,7 30,7 392,0 58,6

1454,2 9,2 959,9 41,8 455,7 69,4

1603,2 9,3 1141,4 59,5 564,2 83,1

1743,8 10,0 1323,0 74,6 661,9 111,0

1873,2 12,6 1499,8 83,1 759,7 142,1

2011,9 13,0 1672,1 98,6 941,2 171,5

2158,1 14,5 1881,6 106,7 1136,8 225,6

2301,4 15,6 2067,8 111,9 1309,0 272,9

2532,3 18,9 2244,6 134,8 1499,8 334,9

2710,1 20,0 2440,2 155,6 1686,0 396,9

- - 2603,1 166,5 1872,2 466,5

- - 1550,1 1654,6 - -

Как показывают результаты экспериментальных исследований, с увеличением скорости сдвига вязкость уменьшается, что характерно для псевдопластичных жидкостей. Поэтому для описания реологических кривых тяжелых эмульсий можно установить эмпирическую функциональную зависимость в форме степенного закона Оствальда Де Вале:

. (2)

Ввиду того, что реологическая модель жидкости часто заранее неизвестна или для отдельных диапазонов скорости деформации требуется разные модели, а математический анализ моделей с параметров более двух затруднен, представляется более удобным использовать непосредственно измеренные значения расходов и перепадов давления в капиллярном вискозиметре – обобщение Мецнера-Рида. Для этого строится зависимость P и V. Поскольку эта кривая зависит только от реологических характеристик жидкости, ее можно использовать для расчета потерь давления в любом трубопроводе. При этом скорость сдвига на стенке трубы определяется по формуле.

(3)

где

Отсюда

(4)

где

Используя экспериментальные данные для нефти месторождения Северное Бузачи, приведенные в таблицах 1- 6, вычислены значения k и n. Результаты вычислений приведены в таблице 7. Из таблицы видно, что показатель степени n c увеличением содержания воды в нефти умень¬шается, что показывает возрастание неньютоновского поведения нефти. А с повышением температуры n , наоборот, возрастает.

Таблица 7 - Значения k и n при различных содержаниях воды в нефти в зависимости от температуры

Содержание воды в нефти k',

Паcn n',

c-n k',

Паcn n',

c-n k',

Паcn n',

c-n

20 ºC 40 ºC 60 ºC

22% 8,7175 0,9442 1,2121 0,9555 0,3458 0,9620

30% 17,7609 0,8376 1,9279 0,9380 0,5776 0,9578

36% 32,1820 0,9282 4,6201 0,9320 0,9837 0,9863

50% 113,5400 0,7493 12,6780 0,8564 12,6780 0,8564

60% 317,8800 0,6960 27,5770 0,8280 27,5770 0,8280

70% 299,1200 0,7367 47,5820 0,7830 12,0990 0,8369

30% 30 ºC 50 ºC 70 ºC

7,4060 0,8460 0,8528 0,9419 0,3462 0,9708

Результаты исследований показывают, что водонефтяные эмульсии тяжелых нефтей при некоторых соотношениях воды в нефти проявляют структурно-механические свойства даже в области высоких температур. Например, при содержании воды в нефти от 22-36 % и температуры до 40°С кривые течения имеют свойства степенной жидкости, а при 60°С степень отклонения их от неньютоновского поведения невысокая (n≈0,96). Для водонефтяных эмульсий с высоким содержанием воды (до 70 %) структурные свойства сохраняется от 20°С до 60°С.

C ростом обводненности коэффициент k, характеризующий меру консистентности, увеличивается. Повышение температуры приводит к уменьшению k. Это подтверждает утверждение о том, повышение температуры способствует частичному разрушению структуры, в результате чего уменьшается сопротивление сдвигу.

Обустройство месторождения без учета возможного совер¬шен¬ствования проектируемых установок подготовки нефти для обес¬печения их эффективной эксплуатации на различных этапах разработки будет малорентабельным из-за возможных больших потерь нефти. Поэтому в ожидаемых условиях поступления на подготовку сложных эмульсионных систем требуется всесто¬роннее исследование их свойств. В связи с этим многостороннее исследование сложных эмульсионных систем имеет важное народнохозяйственное значение, направленное на обеспечение высо¬кокачественным сырьем нефтепереработку и снижение сверхнор¬мативных потерь углеводородов.

В настоящее время реология эмульсий изучена еще недостаточно полно, учитывающая физико-химический состав, концентрацию и раство¬римость сплошной и дисперсной фаз, гидродинамическое взаимо¬действие между каплями, флокуляциями, распределение капель по размерам и др.

Определению вязкости эмульсий и суспензий посвящено большое число теоретических и экспериментальных работ. Одна из первых работ в этой области принадлежит А.Эйнштейну, который при исследовании вязкости разбавленных суспензий, содержащих жидкие сферические частицы, получил формулу:

э=с(1+2,5с), (5)

где с и э¬- динамические вязкости соответственно, сплошной фазы и эмульсии. В дальнейшем Кингемом была предложена формула [15]

э=с(1+2,5+7,52+… ). (6)

Исследование структурно-механических свойств парафинистых нефтей Пермской области производили на ротационном вискозиметре СВ-2. Анализ результатов экспериментов показывает, что для парафинистых нефтей Батырбайского, Таныпского, Кузминьского, Южанского месторождений вязкость водонефтяных эмульсий возрастает несущественно при возрастании содержания воды в нефти до 30 %, а затем, достигнув максимума, величина вязкости круто снижается. Максимальные значения вязкости для указанных месторождений получились при обводненности 60-70 %, (при температуре t=5 ºС).

Для вычисления вязкости предлагается формула [15]:

(7)

где

n – обводненность нефти в процентах; nэ – обводненность нефти, при которой вязкость становится максимальной; 0 – вязкость безводной нефти; Aэ – максимальное значение вязкости при n=nэ.

Результаты экспериментов показывают, что для нефти Батырбайского месторождения вязкость эмульсии при температуре 20 ºС и содержании воды от 10 % до 70% - изменяется от 0,06 Па·с до 0,15 Па·с, нефти Таныпского месторождения от 0,011 Па·с до 1,26 Па·с, нефти Кузьминского месторождения от 0,022 до 2,6 Па·с.

Рассматривается влияние температуры и обводненности на вязкость эмульсии Пионерского месторождения. Результаты экспериментальных исследований обрабатывались в виде

э,t = texp[a(t)] (8)

и получены формулы в виде:

э,20 = 20exp(5,717) при t=20 ºC;

э,50 = 50exp(4,865) при t=50 ºC;

,

где 20, 50 – динамическая вязкость водонефтяной эмульсии при температуре , соответственно, t=20 ºС и t=50 ºС;  - обводненность эмульсии.

Для указанной нефти при обводненности =0,2 вязкость эмульсии при температуре t=20 ºС равна 709 мПАс, а при t=60 ºС – 74 мПас. При =0,5 при t=20 ºС - 3399 мПАс; t=60 ºС – 321 мПас.

Отмечается, что для оценки вязкости водонефтяных эмульсий с разрушенной структурой в диапазоне температур 15-80 ºС может быть использована формула:

. (9)

где э,t , э20 , э,50 , – динамическая вязкость водонефтяной эмульсии с разрушенной структурой при температурах t 20 ºС и 50 ºС, соответственно, мПа·с.

Исследователями был изучен компонентный состав эмульгаторов нефти и структура эмульсионной среды для определения технологических параметров обезвоживания нефти и механизма расслоения эмульсии [3]. Для сопоставления компонентного состава эмульгаторов на стойкость эмульсий и механизма расслоения взяты для изучения нефть месторождений Сангачалы-море - Дуванный-море, содержащие 10% парафина, 0,1 % асфальтены и Умбаки, содержащие 80 % смолы и 4 % асфальтены (высокосмолистая нефть). Вязкость парафинистой нефти (Дуванный-море) при 10 ºС 0,49 Па·с, а смолистой нефти (Умбаки) 0,4565 Па·с.

Исследования под микроскопом показали, что эмульсии высокосмолистой нефти со значительным количеством асфальтенов(4 %) обладают иными свойствами, чем эмульсия парафинистой нефти, другой конфигурацией распределения глобул. При идентичных условиях обводненности(30 %) и одинаковом расходе деэмульгатора температуры подготовки резко отличаются. Эмульсии смолисто-парафинистой нефти легче подвергаются обезвоживанию, чем эмульсии высокосмолистой нефти с содержанием асфальтенов. Так, например, при расходе эмульгатора 0,004 г/т и при температуре отстоя 50–55ºС обводненность товарной нефти для парафинистой нефти составляет 0,24 %, а для асфальтено-смолистой нефти при температуре 85-90 ºС составляет 0,9 % после трехчасового отстоя.

Для определения вязкости эмульсии в пределах изменения концентрации внутренней фазы от 0 до 0,5 предложена формула Броутона и Сквайрса [4]:

, (10)

где  - вязкость эмульсии; 0 – вязкость внешней фазы;  - концентрация внутренней фазы; k, c – константы.

Вязкость нефтей и водонефтяных эмульсий является основным реологическим параметром, имеющим важное практическое значение при добыче и проектировании нефтепроводов. На основе вышеприведенных экспериментальных исследований проведен расчет эффективной вязкости для нефтей месторождения Северное Бузачи от процентного содержания воды.

А на рисунке 1 приведены графики зависимости эффективной вязкости водонефтяных эмульсий от процентного содержания в них воды.

Рисунок 1 - Зависимость эффективной вязкости нефтяной эмульсии

(  в Пас) от весового содержания в ней воды при различных температурах(V=4 c1): точки – расчетные значения; линии – аппроксимирующие кривые

Анализируя кривые, можно сделать вывод, что для приведённых температур, характер изменения вязкости одинаков. С ростом содержания воды происходит нарастание вязкости, затем, достигнув максимума, наблюдается резкий спад. Обращение фаз после максимума можно объяснить тем, что устойчивость обратных эмульсий от прочности адсорбционных слоев естественных эмульгаторов нефти. В настоящее время большинство исследователей считают, что основными стабилизаторами эмульсий типа вода в нефти является коллоидно-диспергированные в виде мицелл асфальтено-смолистых веществ. Так как последние содержатся в большом количестве в нефтях месторождении Северное Бузачинское и др., то становится понятным большая устойчивость эмульсий из этих нефтей.

Прочность адсорбционных слоев зависит от его толщины. Толщина этого слоя, состоящего из конденсированной плёнки, поверхностно-активного вещества будет уменьшаться с увеличением концентрации дисперсной фазы. Критическая величина толщины адсорбционного слоя, очевидна, как раз и соответствует тому максимальному значению, после которой наступает обращение фаз, т.е. наблюдается переход от наиплотнейшей упаковки частиц дисперсной фазы при данной температуре до концентрации, разбавленной прямой эмульсии. Этим объясняется резкое падение вязкости, происходящее при обращении фаз в эмульсиях.

Заключение

Сравнительный анализ эмульсий, образованных с нефтями с высоким содержанием парафина и эмульсий с высокосмолистыми нефтями показывает значительное отличие в вязкостных свойствах.

Например, 20%-ная эмульсия нефти месторождений Мангышлака при температуре 40ºС имеет вязкость 0,23 Пас, а для нефти месторождения Северное Бузачи при этих условиях вязкость имеет 1,2 Пас, т.е. превышает пять раз.

Отметим, что в процессе сбора и подготовки тяжелых нефтей необходимо учитывать приведенной классификации нефти по ее склонности к эмульгированию. Кроме того, для снижения вязкости тяжелых водонефтяных эмульсий необходимо обеспечить максимально возможной температуры сырья. Результаты экспериментов показывают, что для нефтей с высоким содержанием асфальтено-смолистых веществ эта температура находится в пределах 60-80 °С. Для снижения влияния минерализации пластовой воды необходимо предварительный сбор свободной пластовой воды с использованием ингибиторов солеотложения и коррозии. Основным критерием обезвоживания с нагревом также является выбор оптимального технологического расхода деэмульгатора. Опыты показывают, что дозирование выше 300 г/т становится не рентабельным, так как резко увеличиваются эксплуатационные расходы.

Таким образом, оптимизация технологических режимов подготовки нефти в различные периоды оптимизации месторождения с высоковязкими нефтями будет успешно решена при наличии научно-обоснованных закономерностей изменения структурно-механических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий.

В результате математической обработки экспериментальных данных получена формула для зависимости эффективной вязкости водонефтяной эмульсии от объемного содержания воды. В пределах содержания воды до 0,55 она имеет вид:

(11)

где η0 - значение эффективной вязкости безводной нефти; φ – объемное содержание воды в водонефтяной эмульсии; a, b, c коэффициенты, определяемые с помощью экспериментальных данных. Значения a, b и c найденные для месторождений Северное Бузачи, Каражанбас и Каратурун при температурах эмульсии 20°С, 40°С, 60°С и V=4 c-1 приведены в таблице 8.

Средняя квадратическая ошибка в расчетах эффективной вязкости, вычисленная по формуле:

, (12)

в пределах объемного содержания воды до 0,5 не превышает 4%. Здесь n – число экспериментальных точек; эi и вi – экспериментальные и вычисленные по формуле (11) значения эффективной вязкости эмульсии. В пределах содержания воды до 0,6 эта ошибка возрастает до 12%. По-видимому, это объясняется резким повышением вязкости эмульсии в интервале содержания воды от 0,55-0,65.

Таблица 8 - Таблица значений коэффициентов в формуле (11) при различных температурах

Месторождение

Температура,

°С

Эффективная вязкость безводной нефти, , Па·с Коэффициенты

a b c

Северное

Бузачи 20 9,757 0,2342 -22,8301 102,531

40 0,806 -9,0551 27,6513 76,2880

60 0,226 -1,8673 1,0398 74,0133

Каражанбас 20 8,819 1,0918 -28,7982 112,5850

40 0,710 -7,5070 16,0281 97,6902

60 0,203 -3,6108 7,3103 70,2463

Каратурун 20 9,221 1,4555 -30,8676 114,9624

40 0,760 -8,7237 26,5526 78,7368

60 0,211 0,7630 -16,3839 103,4597

Таким образом, экспериментальные исследования помогли определить закономерности изменения реологических характеристик нефтяных месторождений в северо-западной части Бузачи в зависимости от содержания и температуры воды. Полученная формула позволяет рассчитывать для определения значений эффективного вязкого комплекса масляно-водных эмульсий на основе этого масла. Установлено, что с увеличением содержания воды в масле и уменьшением скорости сдвига вязкость эмульсий возрастает, что свидетельствует об увеличении неньютоновского поведения нефти. Полученные результаты показывают, что нефте-водяные эмульсии в нефти Северо-Бузачинской нефтегазоносного района в определенных пропорциях с водой обладают структурными и механическими свойствами даже при высоких температурах. Например, когда содержание воды в масле составляет от 22 до 36%, а температура до 40 ° С, кривые потока имеют свойства силовой жидкости, а при 60 ° С степень отклонения от поведения Ньютона низка (n ≈ 0,96). Для водонефтяных эмульсий с высоким содержанием воды (70%) структурные свойства остаются в диапазоне от 20 до 60 ° C.

Для снижения вязкости тяжелой эмульсии нефтьо-вода (соответственно, для обеспечения минимальной стоимости их транспортировки и переработки) необходимо обеспечить температуру в диапазоне 60-80 ° C. На основе полученных результатов оптимизация технологических режимов подготовки нефти может быть проведена в этой области для дальнейшей транспортировки и переработки в разные периоды эксплуатации.

ЛИТЕРАТУРА

[1]. Матвеев Ю., Валиева Е. Трубецкая О., Кислов А. Глобализация и регионализация: Институциональные аспекты. Математическое образование. 2016. 11(8):3114-3126.

[2]. Тарасов М.Ю., Зенцов А.Е., Долгошина Е.А.. Проблемы подготовки высокоэмульсионных нефтей новых нефтяных регионов Сибири и пути их решения. // Нефтяное хозяйство, 2004, №3. -с.98-102.

[3]. Губайдуллин Ф.Р., Сахабутдинов Р.З., Исмагилов И.Х. Концепция технологии подготовки осложненных эмульсий. // Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений. Сб.науч.тр. Международного симпозиума. -М., 2004. -c.394-399.

[4]. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н. и др. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. - М.: Недра, 1985.

[5]. Кулаков П.И. Оптимизация технологии подготовки нефтей с применением деэмульгаторов. // Нефтяное хозяйство, 1993, №8. -c.46-47.

[6]. Емков А.А., Поповкина Н.А. О каталитической деэмульсации нефтей // Нефтепромысловое дело, 1996, № 1. –с.9-11.

[7]. Zapata, P.A. et al. (2012). Hydrophobic zeolites for biofuel upgrading reactions at the liquid–liquid interface in water/oil emulsions. Journal of the American Chemical Society, 134(20):8570-8578.

[8]. Ushikubo, F.Y. and Cunha, R.L. (2014). Stability mechanisms of liquid water-in-oil emulsions. Food Hydrocolloids, 34:145-153.

[9]. Binner, E.R. et al. (2014). Investigation into the mechanisms by which microwave heating enhances separation of water-in-oil emulsions. Fuel, 116:516-521.

[10]. Binks, B.P. and Tyowua, A.T. (2016). Particle-Stabilized Powdered Water-in-Oil Emulsions. Langmuir, 32(13):3110-3115.

[11]. Gu, J. et al. (2014). Robust preparation of superhydrophobic polymer/carbon nanotube hybrid membranes for highly effective removal of oils and separation of water-in-oil emulsions. Journal of Materials Chemistry A, 2(37):15268-15272.

[12]. Zhong, D. L. et al. (2016). Methane recovery from coal mine gas using hydrate formation in water-in-oil emulsions. Applied Energy, 162:1619-1626.

[13]. Хабибуллина Г.К., Прищенко Н.П. Методы разрушения нефтяных эмульсий Каражанбас. Нефтяное дело, № 18, 1976. –с.15-17.

[14]. Lee, C., Kuchshenko, K. and Carlsen, L. (2013). On a Possible Sustainable Petroleum Asssociated Gas Utilization in the Kashagan and Tengiz Regions, Kazakhstan. Eurasian Chemico-Technological Journal, 15(2):143-152.

[15]. Khappel, J. and Brenner, G. (1976). Fluid flow at small Reynolds numbers. – Moscow: Mir, 630.

REFERENCES

[1]. Matveev Yu., Valieva E. Trubetskaya O., Kislov A. Globalization and regionalization: Institutional aspects. Mathematical education. 2016. 11(8):3114-3126. [in Russian]

[2]. Tarasov M.Yu., Zenkov A.E., Dolgushina E.A. Problems of preparation of high-emulsion oils of new oil regions of Siberia and ways of their solution. // Oil Industry, 2004, No. 3. - pp.98-102. [in Russian]

[3]. Gubaidullin F.R., Sahabutdinov R.Z., Ismagilov I.H. The concept of technology for the preparation of complicated emulsions. // New technologies for the development of oil and gas fields. Collection of scientific tr. of the International Symposium. --M., 2004. - pp.394-399. [in Russian]

[4]. Ametov I.M., Baidikov Yu.N. et al. Extraction of heavy and high-viscosity oils. - M.: Nedra, 1985. [in Russian]

[5]. Kulakov P.I. Optimization of oil preparation technology with the use of demulsifiers. // Oil Industry, 1993, No. 8. -pp.46-47. [in Russian]

[6]. Emkov A.A., Popovkina N.A. On catalytic demulsification of oils // Oilfield business, 1996, No. 1. –pp.9-11. [in Russian]

[7]. Zapata, P.A. et al. (2012). Hydrophobic zeolites for biofuel upgrading reactions at the liquid–liquid interface in water/oil emulsions. Journal of the American Chemical Society, 134(20):8570-8578.

[8]. Ushikubo, F.Y. and Cunha, R.L. (2014). Stability mechanisms of liquid water-in-oil emulsions. Food Hydrocolloids, 34:145-153.

[9]. Binner, E.R. et al. (2014). Investigation into the mechanisms by which microwave heating enhances separation of water-in-oil emulsions. Fuel, 116:516-521.

[10]. Binks, B.P. and Tyowua, A.T. (2016). Particle-Stabilized Powdered Water-in-Oil Emulsions. Langmuir, 32(13):3110-3115.

[11]. Gu, J. et al. (2014). Robust preparation of superhydrophobic polymer/carbon nanotube hybrid membranes for highly effective removal of oils and separation of water-in-oil emulsions. Journal of Materials Chemistry A, 2(37):15268-15272.

[12]. Zhong, D. L. et al. (2016). Methane recovery from coal mine gas using hydrate formation in water-in-oil emulsions. Applied Energy, 162:1619-1626.

[13]. Хабибуллина Г.К., Прищенко Н.П. Методы разрушения нефтяных эмульсий Каражанбас. Нефтяное дело, № 18, 1976. –с.15-17. [in Russian]

[14]. Lee, C., Kuchshenko, K. and Carlsen, L. (2013). On a Possible Sustainable Petroleum Asssociated Gas Utilization in the Kashagan and Tengiz Regions, Kazakhstan. Eurasian Chemico-Technological Journal, 15(2):143-152.

[15]. Khappel, J. and Brenner, G. (1976). Fluid flow at small Reynolds numbers. – Moscow: Mir, 630.

1Баямирова Рыскуль Умаровна, 1Тогашева Алия Ризабековна, 1Жолбасарова Ақшырын Тангалиевна, 1Сарбопеева Маншук Дағыстанқызы,

2Воробьев Александр Егорович

1Ш. Есенов атындағы Каспий технологиялар және инжиниринг университеті,

Ақтау қ., Қазақстан

2Ресей халықтар достығы университеті, Мәскеу, Ресей

СУ-МҰНАЙ ЭМУЛЬСИЯЛАРЫНЫҢ ҚАЛЫПТАСУ ЖАҒДАЙЛАРЫНЫҢ ОЛАРДЫҢ ҚҰРЫЛЫМДЫҚ-МЕХАНИКАЛЫҚ ҚАСИЕТТЕРІНЕ ӘСЕРІ

Аңдатпа. Қазақстан Республикасы көмірсутектерді өндіру бойынша көшбасшылардың бірі болып табылады. Алайда, Қазақстанда, әсіресе Солтүстік Бозашы мұнай-газ кен орнынан өндірілетін мұнай жоғары тұтқырлыққа ие, сондықтан асфальт-шайырлы құрамдастармен байланысты металдардың жоғары құрамы бар дәстүрлі емес ресурстар санатына жатады. Бұл мәселе Каспий маңы ойпатында мұнай өндіретін барлық елдерге тән.

Солтүстік Бозашы мұнай-газ кен орнын игеруді талдау игерудің бастапқы кезеңінде судың кесілуінің күрт артқанын көрсетеді, бұл қабат мұнайы мен суының реологиялық сипаттамаларының шамадан тыс үлкен айырмашылығымен байланысты. Осының нәтижесінде ұңғыма түбінде және ұңғыма оқпанында су-мұнай эмульсиясы пайда болады, ол әртүрлі физикалық, механикалық және технологиялық қасиеттері бар көптеген әртүрлі күйлерге ие болуы мүмкін. Су-мұнай эмульсияларының қасиеттерін зерттеуге еңбектердің едәуір бөлігі арналды.

Каспий маңы ойпатындағы мұнай тұтқыр және ауыр болып сипатталады, олардың құрамында металдар, әсіресе ванадий мен никель бар, олар мұнайда асфальт-шайырлы компоненттермен әрекеттеседі. Мұнайдың бұл қасиеттері мұнайбергіштікті төмендетеді. Бұл қасиеттер мен мұнай өндіруді оңтайландыру әдістері Қазақстан Республикасының Солтүстік-Бозашы мұнай-газ аймағы негізінде қарастырылды. Шикі мұнайдың су-мұнай эмульсияларының құрылымдық-механикалық қасиеттері эксперименталды түрде зерттелді. Өлшенген параметрлер негізінде қабырғаның ығысу жылдамдығындағы ығысу кернеуінің мәндері есептелді, содан кейін әртүрлі температуралар мен май-су қатынасы үшін ағынның қисық сызықтары салынды. Нәтижесінде судың құрамы мен температурасына байланысты реологиялық қасиеттердің өзгеру заңдылықтары анықталды және мұнай-су эмульсияларының тиімді тұтқырлық кешенінің мәндерін анықтауға мүмкіндік беретін формула алынды. Алынған нәтижелер бойынша осы салада пайдаланудың әртүрлі кезеңдерінде әрі қарай тасымалдау және өңдеу үшін мұнайды дайындаудың технологиялық режимдерін оңтайландыру жүзеге асырылуы мүмкін.

Түйінді сөздер: су-мұнай эмульсиясы, деэмульсация, реология, ауыр мұнай, мұнай-газ кен орны, Солтүстік Бозашы, шайырлар, асфальтендер, эмульгатор, реагент, турбулизация, ағын, эксперименттік зерттеулер, тұтқырлық.

1Ryskol Bayamirova, 1Aliya Togasheva, 1Akshyryn Zholbassarova, 1Manshuk Sarbopeyeva, 2Alexander Vorobyov

1Sh.Yessenov Caspian state university of technology and engineering, Аktau, Kazakhstan

2Peoples' Friendship University of Russia, Moscow, Russia

INFLUENCE OF CONDITIONS OF FORMATION OF WATER-OIL EMULSIONS ON THEIR STRUCTURAL AND MECHANICAL PROPERTIES

Abstract. The Republic of Kazakhstan is one of the leaders in the production of hydrocarbons. However, the oil produced in Kazakhstan, especially from the Severnye Buzachi oil and gas field, has a high viscosity and, therefore, belongs to the category of unconventional resources with a high content of metals associated with asphalt-resinous components. This problem is common to all countries producing oil in the Caspian basin.

Analysis of the development of the Severnye Buzachi oil and gas field indicates a sharp increase in water availability at the initial stage of development, which is due to an excessively large difference in the rheological characteristics of reservoir oil and water. As a result, an oil-water emulsion is formed at the bottom of the well and in the trunk, which can acquire many different states with various physical, mechanical and technological properties. A significant number of works have been devoted to the study of the properties of oil-water emulsions.

Oil in the Caspian basin is characterized as viscous and heavy with a high content of metals, especially vanadium and nickel, which interact in oil with asphalt-resinous components. These properties of oil reduce oil recovery. These properties and methods of optimizing oil production were considered on the basis of the North Buzach oil and gas region of the Republic of Kazakhstan. The structural and mechanical properties of water-oil emulsions of crude oil have been experimentally studied. Based on the measured parameters, the shear stress values were calculated at the shear rate of the walls, and then flow curves were constructed for different temperatures and oil-water ratios. As a result, the regularities of changes in rheological properties depending on the water content and temperature were revealed and a formula was obtained that allows determining the values of the effective viscosity complex of oil-water emulsions. Based on the results obtained, optimization of technological modes of oil preparation for further transportation and processing in different periods of operation can be carried out in this area.

Keywords: oil-water emulsion, demulsification, rheology, heavy oil, oil and gas field, Northern Buzachi, resins, asphaltenes, emulsifier, reagent, turbulence, flow, experimental studies, viscosity.