Тяжелые нефти Узбекистана и их устойчивые водонефтяные эмульсии

Известно, что месторождения нефти, расположенные в предгорьях республики, в основном содержат тяжелые углеводороды и сопутствующие им вещества (смолы, асфальтены, парафины и т. п.) [3]. Большинство вышеотмеченных соединений имеют поверхностно-активные свойства, т. е. выполняют роль эмульгаторов. Анализ устойчивых водонефтяных эмульсий тяжелых нефтей показывает, что они относятся к труднорасслаиваемым, т. к. в них содержатся эмульгаторы в виде сложных композиций, содержащих смолы, асфальтены, парафины, механические примеси и др.

В настоящее время тяжелые нефти добываются в Андижанской, Ферганской и Сурхандарьинской областях, где большинство месторождений содержат в значительных количествах пластовую воду, ПАВ, минеральные соли и др. Трудности разделения устойчивых водонефтяных эмульсий, добываемых из таких скважин, диктуют необходимость разработки и применения эффективных композиций деэмульгаторов с учетом сложного состава тяжелых нефтей.

Основными соединениями образования устойчивых водонефтяных эмульсий являются асфальтены и смолы, которые препятствуют их разрушению. С учетом этого нами изучено их влияние на показатели водонефтяных эмульсий стандартным «бутылочным» методом. Полученные результаты представлены на рис. 1.

Из рис. 1. видно, что с повышением содержания смол и асфальтенов в тяжелой нефти ее степень устойчивости увеличивается по экспоненциальному закону. Причем асфальтены являются основными стабилизаторами нефтяных эмульсий, и они, концентрируясь на поверхности раздела фаз, образуют защитную пленку. Смолы, находящиеся в сырой нефти, считаются слабой органической молекулярной массой. И поэтому также стабилизируют водонефтяную эмульсию, но по сравнению с асфальтенами менее активны [2].

В Сурхандарьинской области имеется Хаудагское месторождение, где содержится тяжелая нефть со следующими показателями: плотность при 20 ⁰С – 979,5 кг/м³, вязкость (кинематическая) при 80⁰С – 405,3 мм²/с, вязкость (условная ВУ-80) – 53, температура застывания – -23⁰С, коксуемость – 12,1% масс, содержание асфальтенов – 9,5% масс, смол – 50,5% масс, парафинов – 3,85% масс, воды – 3,1% масс, механических примесей – 0,01% масс, температура вспышки – 165 ⁰С.

На рис. 2 представлен фракционный состав хаудагской нефти. 

Как видно из рис. 2, хаудагская нефть в основном тяжелая и может использоваться для получения битумов различных марок. С точки зрения экономики переработка таких нефтей на масла из-за углеводородов считается нецелесообразной. Это же касается разрушения их устойчивых водонефтяных эмульсий. Однако, с другой стороны, переработка таких нефтей с добавкой газового конденсата также возможна, что сулит определенные экономические выгоды.

С учетом этого нами была предпринята попытка разрушения устойчивой водонефтяной эмульсии, полученной из смеси тяжелой хаудагской нефти с газоконденсатом. Такой прием использован исходя из имеющихся в нефтегазовой промышленности сырьевых возможностей по организации технологии переработки добываемой тяжелой нефти [1].            

В табл. 1 представлены основные физико-химические показатели процесса деэмульгирования смесей нефти и газоконденсата.

Таблица 1.

Показатели устойчивых ВНЭ, полученных из смесей тяжелой нефти и газоконденсата

Из табл. 1 видно, что с введением в состав тяжелой нефти газового конденсата от 5 до 30% плотность и вязкость устойчивой ВНЭ значительно снижаются. Особенно это проявляется в кинематической вязкости, измеренной при 80 ⁰С. За счет этого снижен расход деэмульгатора с 60 г/т до 45 г/т.

Известно, что интенсивность разрушения устойчивых ВНЭ, образующихся из смеси тяжелых нефтей с газоконденсатом, можно характеризовать разностью между плотностями пластовой воды и нефти (Δρ), а также отношением суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (п) в нефти (а+с)/п.

Здесь последний показатель предопределяет способ деэмульгирования перерабатываемой эмульсии, а Δρ соответствует движущей силе гравитационного отстаивания [4].

Тяжелая нефть Хаудагского месторождения имеет Δρ, равное 0,175-0,185 г/см³, а показатель (а+с)/п = 7,795-7,852.

Это говорит о том, что ВНЭ, образованная из данной нефти, является труднорасслаиваемой из-за высокого содержания в ней асфальтенов, смол и парафинов. Здесь понижение вязкости и плотности тяжелой нефти с использованием газового конденсата позволяет разрушить устойчивую ВНЭ любым деэмульгатором.

Преимущество данного способа состоит в том, что снижение вязкости ВНЭ позволяет интенсифицировать процесс выделения механических примесей из данной эмульсии. На рис. 3 представлено изменение содержания дисперсных механических примесей в зависимости от количества вводимого газового конденсата.

Из рис. 3 видно, что с введением газового конденсата в состав тяжелой нефти месторождения Хаудаг количество механических примесей в ВНЭ экспоненциально падает, что обусловлено понижением плотности и вязкости последней.

Определенный научно-практический интерес представляет изменение остаточного содержания минеральных солей в тяжелой нефти месторождения Хаудаг в зависимости от количества введенного газового конденсата.

Результаты данного исследования проиллюстрированы на рис. 4.

Из рис. 4 видно, что введение газового конденсата до 30% от общей массы смеси позволяет увеличить удаление солей из тяжелой нефти за счет значительного снижения вязкости его ВНЭ.

Таким образом, результаты настоящего исследования показывают перспективность использования газового конденсата при разрушении устойчивых ВНЭ, образованных из тяжелых нефтей месторождения Хаудаг. При этом наряду с понижением плотности и вязкости ВНЭ ускоряется процесс коагуляции диспергированной воды, солей и др. Причем укрупнение частиц дисперсной фазы ускоряет скорость осаждения, что можно также подтвердить эффектом синергизма некоторых переменных факторов рассматриваемого процесса.