УДК 665.61.03
© Коллектив авторов, 2003
Исследования свойств и состава высоковязких нефтей месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть»
Р.Ф. Хамидуллин, О.Н. Шибаева (Казанский гос.
технологический университет), Ф.Ф. Хамидуллин
(ТатНИПИнефть), Researches of properties and composition of high-
К К. Шакуров viscosity oils of TatRITEKneft NGDU deposits
(НГДУ «ТатРИТЭКнефть»)
R.F. Khamidullin, O.N. Shibaeva (Kazan State Technological University), F.F. Khamidullin (TatNIPIneft), , K.K. Shakurov (TatRITEKneft NGDU)
При проведении исследований процессов промысловой подготовки высоковязких нефтей, (обезвоживания и обессоливания продукции скважин) требуется глубокое изучение физико-химических, эмульсионных и реологических свойств углеводородного сырья. Важнейшим этапом является также изучение устойчивости свежеотобранных проб водонефтяных эмульсий, способных к достаточно быстрому "старению", что позволяет оценить способность эмульсионных систем противостоять разделению на безводную нефть и пластовую воду без обработки и после воздействия, например, деэмульгаторами. Осуществление комплексного подхода позволяет расши-Таблица 1
The results of researches of properties and composition of oils of Kiyazlinskoye, Enaruskinskoye, Cheremukhovskoye and Melnikovskoye deposits , which mixture comes to sour oil treatment unit at TatRITEKneft NGDU, are submitted. It is shown, that the complexity of coalescence and sedimentation processes proceeding at dehydration and desalting is substantially connected with emulsion properties of oil wells production. The variety of properties and composition of high-viscosity oils, extracted in TatRITEKneft NGDU is established.
рить представления о процессах подготовки нефтяного сырья и помогает выбрать наиболее эффективные реагенты для обезвоживания и обессоливания высоковязких водонефтяных эмульсий, в том числе содержащих повышенное количество механических примесей.
В статье представлены результаты исследований свойств и состава 41 пробы водонефтяных эмульсий Киязлинского,
Месторождение
Киязлинское Мельниковское Черемуховское Енарускинское
Плотность нефти при температуре
20 °С, кг/м3 930,9 909,1 932,1 921,4
Вязкость нефти кинематическая,
м2/с 106, при температуре:
20 °С 302,27 133,10 319,01 286,57
50 °С 88,05 49,70 101,33 87,48
Массовое содержание в нефти, %:
серы 4,568 4,385 4,742 4,787
парафинов 1,94 1,63 0,95 2,66
смол 10,76 12,44 16,52 21,96
асфальтенов 6,23 5,58 8,11 7,01
воды 9,7 7,6 6,0 15,8
Содержание в нефти, мг/л:
солей 16700 74400 92100 64100
механических примесей 0,015 0,029 0,027 0,014
Фракционный состав нефти, %, в
интервале температур, °С: 76 61 72 65
начало кипения -100 2,7 3,0 2,5 13,1
100-200 9,0 14,2 11,0 32
200-300 30,5 35,5 34,2 2,4,5
300 и выше 57,8 43,3 52,3 52,0
Енарускинского, Черемуховского и Мель-никовского месторождений, смесь которых поступает на установку подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) в НГДУ "ТатРИТЭКнефть".
Основные физико-химические свойства этих водонефтяных эмульсий приведены в табл. 1. Агрегативная устойчивость исследуемых проб нефти определена при температуре 20 и 60 °С путем центрифугирования (табл. 2). Из табл. 2 видно, что при достаточно жестких условиях центрифугирования (время центрифугирования 10 мин при частоте вращения центрифуги 2500 мин-1) устойчивость практически всех проб водонефтяных эмульсий составляет 90-100% за исключением проб из скв. 84 и 2593. Последние на момент проведения исследований были разрушены и состояли из двух фаз: нефти и воды. Результаты проведенных исследований позволили констатировать тот факт, что устойчивость 39 проб эмульсий чрезвычайно высока. Это также подтвердилось с наблюдениями устойчивости эмульсий в течение времени их отстаивания. Так, за период приблизительно 2 мес ни в одной из проб не произошло свободного отделения воды от нефти. С увеличением температуры центрифугирования от 20 до 60 °С устойчивость многих проб нефтяных эмульсий изменяется незначительно, что также указывает на высокую устойчивость исследованных систем.
Таблица 2
Таблица 3
Агрегативная устойчивость эмульсий, %, при центрифугировании в течение 10 мин и температуре, °С
20 60
817 100 100
821 100 99,5
2584 99,5 97,5
2576 100 99,9
2564 100 99,9
2567 100 94
241 100 99,3
246 100 100
2583 99,5 95
2604 95 95
288 97,5 93
295 95 95
2588 95 93,5
254 100 77
1641 100 100
1703 99,5 99,5
832 96 89
169 100 99,5
2586 100 96
2582 99,5 88
273 99,5 99,5
242 99,5 99,4
1301 94 76
2571 97 95
53 99,5 99,3
1368 99,97 99,7
3824 99,93 99,5
1367 99,5 95
51 91 89,5
304 100 100
210 99,5 94,5
192 100 100
2593 0 0
84 0 0
1279 89,5 77,5
2587 99,95 96
3609 100 100
1280 99,85 97
3826 100 100
82 99,6 99,5
54 99,3 99
Относительная Содержание в нефти плотность
Средний размер, мкм
■ эмульсии воды, солей, глобул кристал- частиц
р«20 % мг/л воды лов механических
солей примесей
817 0,9318 10 16300 10-15 10-30 5-15
821 0,9389 0,03 126 10-30 20 5-10
2584 0,8214 19,1 29344 2-15 5 10
2576 1,0546 4,2 3280 3-10 7 10
2564 1,1015 54,2 64250 1-20 15-30 20
2567 1,0686 15,35 16425 1-10 30-50 20-40
241 0,927 0,04 140 20 10-15 10
246 0,9710 0,63 435 15-20 10 5
2583 0,9725 15,38 18055 20 10 5-10
2604 0,9645 6,76 7118 30 5-10 2-5
288 0,9296 5,58 6420 20 5-10 5
295 0,926 0,81 490 15 10 5
2588 0,949 3,5 2700 20 15 7
254 0,96665 6,96 7252 10 5-10 2
1641 0,924 0,96 605 20 20 10
1703 0,921 1,81 935 10-30 5-20 5-15
832 0,9315 4,34 3980 20-40 20 10-20
169 0,9345 0,05 105 10-30 10-15 5-15
2586 0,9365 3,6 2500 10-20 5-15 2-10
2582 0,950 6,7 6302 5-30 5-10 10
273 0,9481 4,2 3408 10-40 10-20 15
242 0,9835 17,5 26455 1-2 15-20 2-4
1301 0,9965 27,69 31050 1-5 1-5 2-4
2571 1,0485 11,58 12065 2-20 2 -
53 0,9461 0,81 1200 10-30 10-20 10
1368 0,9351 0,98 1355 - 10 20
3824 0,9266 1,7 3406 20-40 10 5-10
1367 0,9675 30,64 38085 2-20 5-15 -
51 0,9425 6,89 7240 10-50 10-20 5-10
304 0,9345 1,93 1250 10-30 5-20 5-30
210 0,9296 5,6 4605 10-50 5-30 10-20
192 0,9385 1,6 1432 3-30 - 10
1279 0,9305 0,4 920 10-30 10 10-15
2587 0,9445 6,6 5275 1-10 5 -
3609 0,9325 1,5 1908 10-30 - 10-20
1280 0,9345 1,0 905 5-30 5-10 10-50
3826 0,9355 4,7 3172 1-40 10 50
82 0,9685 9,6 12955 1-30 5-20 10
54 0,9645 17,69 25600 3-40 5-15 -
По всей видимости, высокая устойчивость эмульсий обусловлена некоторыми физико-химическими свойствами и составом проб нефти, которые приведены в табл. 3. Из представленных результатов исследований видно, что пробы водонеф-тяных эмульсий имеют высокую относительную плотность, которая в основном составляет 920-960 кг/м3, а иногда превышает 1000 кг/м3. Это связано с высокой минерализацией пластовой воды, которая находится в эмульгированном состоянии с углеводородной фазой. Даже после глубокого обезвоживания многие пробы нефтей содержат большое количество хлористых солей, которые в безводной нефти представлены в виде кристаллов. Последние имеют достаточно широкий диапазон размеров (от 5 до 50 мкм) и распределяются в нефтяной и водной фазах (рис. 1, а, в). Особенностью наличия кри-
сталлических солей является то, что доступ к их поверхности, например, деэмуль-гатора или пресной промывочной воды практически невозможен из-за мощного бронирующего слоя, состоящего из ас-фальтосмолистых веществ (см. рис.1, б).
Микроскопические исследования показали отсутствие какого-либо эффекта (разрушение, пептизация, смачивание, отмывание и др.) при воздействии на эти оболочки различными деэмульгаторами как отечественного (Реапон-4В, Дипрок-самин 157М, рекоды, сульфонолы, прокса-нолы), так и зарубежного производства (дисолваны, доуфакс, сепаролы, прогали-ты). Введение пресной (дистиллированной) промывочной воды даже в неограниченных объемах (от 5 до 50 %) не приводит к растворению кристаллических солей, которые, несмотря на значительную плотность (более 1000 кг/м3), из-за высо-
кой гидрофобизированности остаются в составе нефтяной фазы в прежнем или близком к исходному состоянии. Проникнуть к поверхности кристаллов солей удалось лишь после воздействия на бронирующий слой растворителями (четыреххло-ристым углеродом, сероуглеродом и хлороформом).
В табл. 3 также приведены данные по содержанию пластовой воды и размеру диспергированных глобул. Несмотря на относительно крупные размеры глобул воды, устойчивость эмульсий, как показано выше, высока. Это связано с тем, что эмульгированные глобулы воды способны к эффекту флокуляции (см. рис.1, г) без последующего процесса коалесценции. Эффект флокуля-ции капель воды приводит к образованию механически структурированной системы, что определяет аномальные реологические свойства эмульсий.
90 2/2003
Практически все пробы нефтей содер- примесей в основном не превышает жат частицы механических примесей. Од- 0,05 %, поэтому они не участвуют в брони-нако размеры этих частиц большие отно- ровании адсорбционных слоев на эмуль-сительно размера глобул воды. Вместе с гированных в нефти каплях пластовой во-тем массовое содержание механических ды и практически не влияют на устойчивость эмульсионных систем.
Разрушение нефтяных эмульсий может осуществляться эффективно только в том случае, если под действием гравитационных сил преодолевается устойчивость системы к коалесценции и седиментации эмульгированных глобул воды в среде с аномальной и структурированной вязкостью. Это возможно лишь при максимальном снижении вязкости эмульсионной системы, когда начинают проявляться силы Стокса. Следовательно, исследование вязкостных свойств и влияния различных факторов на реологические параметры позволит установить тот минимум структурно-механической прочности граничных адсорбционных слоев, при котором вероятность разрушения эмульсионной системы наиболее высока.
На ротационном вискозиметре "Рео-тест-2" с коаксиальным измерительным устройством была измерена динамическая вязкость эмульсий при температуре 20 и 60 °С. Изучено также изменение динамической вязкости исследуемых эмульсионных систем в зависимости от скорости сдвига и прикладываемого сдвигающего напряжения (рис
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.