Scientific journal

International Journal of Applied and fundamental research

ISSN 1996-3955

ИФ РИНЦ = 0,593

Таблица 1

Физико-химические характеристики нефти А и Б, их смеси в соотношении А/Б = 65/35

Показатель	Нефть А	Нефть Б	А/Б = 65/35
Содержание воды, % мас.	менее 0,03	16,8	5,9
Температура застывания, °С	–58	–30	–48
Массовое содержание, % – серы – смол – асфальтенов – парафинов	0,18 10,0 1,36 0,45	0,31 17,7 1,29 0,2	0,22 12,7 1,34 0,36

Нефти и их смеси являются малопарафинистыми (содержание твердых парафинов < 2 % мас.), низкозастывающими. Нефть А по содержанию смол и асфальтенов относится к смолистым (5 < САК < 15 % мас.), а нефть Б – к высокосмолистым (САК > 15 % мас.). Обводненность исходной нефти А составила менее 1 % об., а нефти Б значительно выше – порядка 17 % об. Для приготовления эмульсий пластовую воду с общей степенью минерализации для нефти А – 10,9 г/л, а для нефти Б – 14,6 г/л, соответствующей общей минерализации нефтей на месторождении, смешивали на механической мешалке с образцами нефти или смеси при комнатной температуре при постоянной скорости перемешивания 3000 об./мин в течение 10 минут. Полученные образцы проявляли высокую стабильность к расслоению в течение периода, необходимого для проведения реологических исследований.

Изучение реологических параметров проводилось на ротационном вискозиметре Brookfield LVDV III Ultra (США) при температуре смеси 10 и 20 °С, с шагом обводненности водонефтяных эмульсий 10 % об. Результаты исследований реологического поведения водонефтяных эмульсий при 10 °С приведены на кривых зависимостей динамической вязкости от скорости сдвига (рис. 1).

а)	б)
Риc. 1. Зависимость динамической вязкости η от скорости сдвига ẏ эмульсий (а) нефти А и (б) нефти Б с различным содержанием пластовой воды при температуре 10 °С

Рис. 2. Влияние содержания пластовой воды на вязкость μ эмульсий с различным соотношением нефти А и Б при температуре 20 °С

Кривые течения нефти А и водонефтяных эмульсий на ее основе имеют типичный вид неньютоновских жидкостей и при малых скоростях сдвига характеризуются высокими значениями динамической вязкости, значительно превышающими вязкость в условиях высоких скоростей (рис. 1, а). С ростом обводненности до 40 % об. вязкость эмульсий в установившемся режиме течения возрастает в 1,4–4,2 раза, при дальнейшем увеличении доли водной фазы в эмульсии происходит резкое увеличение η. Максимальная вязкость эмульсии нефти А отмечена при содержании 80 % об. воды.

Водонефтяные эмульсии на основе нефти Б при 10 °С в интервале скоростей сдвига до 50 с-1 сохраняют неньютоновский режим течения (рис. 1, б). Рост обводненности от 30 до 50 % об. сопровождается значительным увеличением динамической вязкости эмульсий, потеря стабильности наблюдается уже при 60 % об. водной фазы.

Все полученные тенденции также сохраняются для смесей нефти и эмульсий на их основе. Так смеси нефтей с максимальным содержанием нефти Б (35 % мас.) и эмульсии на их основе характеризуются максимальной вязкостью и переходом в режим ньютоновского течения при более высоких сдвиговых скоростях.

При 20 °С для эмульсий смеси более отчетливо проявляется зависимость вязкости от скорости сдвига, чем при температуре 10 °С, дисперсная структура в них с повышением температуры становится менее прочной и легче разрушается при одинаковой скорости деформации.

Принято считать, что при увеличении содержания воды происходит изменение типа промысловых эмульсий: от обратного типа до прямого типа. При достижении критической концентрации воды Wкр в точке инверсии происходит обращение фаз и дисперсная фаза (вода В) становится дисперсионной средой, а дисперсионная среда (нефть Н) – дисперсной фазой, т.е. эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В. Обращение фаз нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа Н/В транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/Н. Механизм обращения фаз в нефтяных эмульсиях до сих пор дискутируется литературе [4, 6, 7].

При рассмотрении чрезвычайно сложного вопроса о влиянии дисперсности эмульсии на ее вязкость было показано, что при одной и той же обводненности Wкр и одной и той же скорости сдвига вязкость зависит от раздробленности дисперсной фазы. Это объясняет наличие большого числа различных формул зависимости вязкости от концентрации дисперсной фазы и разброс значений вязкости, который они дают применительно к одной и той же дисперсной системе.

Обычно экспериментальное определение точки инверсии осуществляют по измерению зависимостей вязкости эмульсии от содержания воды. При этом точку инверсии отождествляют с моментом достижения максимума вязкости, после которого наблюдаемая вязкость эмульсии начинает постепенно снижаться [5, 8].

Данные по критической обводненности Wкр для эмульсий нефтей и смесей при температуре 20 °С, а также вязкости в точке инверсии фаз представлены в табл. 2.

Для эмульсии нефти А критическая обводненность Wкр наступает при содержании водной фазы 82 % об., для нефти Б – всего 50 % об. Увеличение содержания в смеси доли нефти Б сопровождается снижением точки критической обводненности на 7 – 9 %. Однако рост доли более тяжелой нефти Б в смеси с 15 до 35 % мас. сдвигает точку критической обводненности в водонефтяных эмульсиях лишь на 2 % об. с 75 до 73 % об.

Вязкость эмульсии смеси нефтей с соотношением А к Б = 85:15 в точке инверсии и при критической обводненности имеет наиболее близкие значение к вязкости эмульсии нефти А. С ростом содержания в смеси нефти пласта Б с 20 до 35 % об. резкого увеличения вязкости эмульсий не наблюдается: в точке Wкр вязкости возрастает в 1,6–2,0 раза, а в точке инверсии – в 1,2–1,8 раза. При смешении нефтей А и Б в различных соотношениях содержание асфальтеновых компонентов и парафинов практически не изменяется, лишь на 1,1–2,7 % мас. увеличивается доля смолистых компонентов.

Известно, что устойчивость водонефтяных эмульсий, в водной и нефтяной фазах которых непрерывно протекают процессы формирования частиц природных стабилизаторов, во многом зависит от их коллоидного состояния. В нашем случае такими органическими стабилизаторами эмульсий выступают концентрирующиеся в межфазном слое частицы асфальтенов и кристаллы высокоплавких парафинов. Можно предположить, что процесс обращения фаз в узком диапазоне обводненнности (73–75 % об.) связан как с количеством и размерами водных частиц дисперсной фазы, так и с неизменным содержанием природных стабилизаторов в смеси. Возрастание вязкости эмульсий с увеличением в смеси доли более тяжелой высокосмолистой нефти Б происходит за счет концентрирования в дисперсионной среде смолистых компонентов, которые, кроме того, выступают стабилизаторами асфальтеновых мицелл.

Таким образом, результаты наших исследований лишь частично согласуются с приведенными в работе [5, 8] выводами о том, что с увеличением содержания водной фазы вязкость углеводородной среды оказывает менее существенное влияние на вязкость обратных эмульсий из-за уменьшения общей поверхности раздела фаз. В нашем случае максимальную вязкость имеют эмульсии, полученные на основе смеси с максимальным содержанием высокосмолистой нефти и водной фазы в точке критического обводнения. Так, снижение вязкости вблизи точки инверсии при высоких концентрациях водной фазы авторы в первую очередь связывают с появлением в эмульсиях мелких и крупных глобул воды, формирующих в потоке прослойки с различными вязкостями, что часто подтверждается отсутствием инверсии фаз в промысловых эмульсиях в этих точках.

Определение точки инверсии фаз приобретает большую актуальность при подготовки нефти к транспорту. Для расслоения водонефтяных эмульсий обычно используют нагревание и деэмульгаторы. Подбор оптимального режима и концентрации реагента проводится индивидуально в лабораторных условиях.

Для эмульсий нефти А с минимальным (10 %) и максимальным (80 %) содержанием водной фазы были проведены исследования влияния температуры и концентрации высокоэффективного промышленного деэмульгатора ДЭ на процесс разделения водной и нефтяной фазы (рис. 3).

Термообработка при температуре от 20 до 50 °С и химобработка не приводят к расслоению высокоустойчивой 10 % эмульсии. Нагрев до 60 °С и выше запускает процесс расслоения (рис. 3, а). Однако лишь при концентрации ДЭ 200 г/т остаточная обводненность нефти при 70 °С близка к нулю. Для наименее стабильной 80 % эмульсии ввод ДЭ приводит к началу расслоения уже при температуре 20 °С, при 50 °С остаточная обводненность при вводе ДЭ 100 г/т нефти составила 5 % об., а при 60 °С и вводе ДЭ происходит полное расслоение нефти.

Для расслоения 10 % высокоустойчивой множественной эмульсии типа нефть – вода – нефть необходимо использовать высокотемпературный режим термостатирования (70 °С и выше) и химическую обработку высокоэффективным деэмульгатором в концентрации 200 г ДЭ на 1 тонну нефти. Для высокообводненной 80 % эмульсии полное отделение нефтяной фазы от водной происходит в более мягких условиях: 60 °С и 100 г ДЭ на 1 тонну нефти.

Выводы

1. Процесс формирования и свойства эмульсий во многом зависят от содержания смол, асфальтенов и легких фракций нефтей А и Б. Эмульсии смеси смолистой нефти Тагульского месторождения пластов А и Б при температуре 10 °С, независимо от содержания воды, являются неньютоновскими жидкостями.

2. С увеличением доли нефти Б в исходной смеси переход из неньютоновского режима течения в ньютоновский происходит при более высокой скорости деформации.

3. Установлена точка инверсии фаз для эмульсий нефтей А и Б, смесей на их основе. Для эмульсии нефти Б точка инверсии наблюдается при 52 % об. содержания водной фазы, а для нефти А – 84 % об. Увеличение содержания в нефтяной смеси доли нефти Б сопровождается снижением точки инверсии фаз до 10 % об. При этом резкого увеличения вязкости водонефтяных эмульсий не наблюдается.

4. Количество деэмульгатора, применяемого для полного расслоения нефти, зависит как от степени обводненности, так и от температуры нефтяного флюида.