Тяжелые нефти Узбекистана и их устойчивые водонефтяные эмульсии

Uzbekistan's heavy oils and their sustainable water-oil emulsions
Цитировать:
Абдурахимов С.А., Адизов Б.З., Очилов А.А. Тяжелые нефти Узбекистана и их устойчивые водонефтяные эмульсии // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2019. № 9 (66). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/7824 (дата обращения: 19.01.2021).
Прочитать статью:

АННОТАЦИЯ

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.

ABSTRACT

Currently, heavy oils are produced in Andijan, Fergana and Surkhandarya regions, where most of the deposits contain large quantities of produced water, surfactants, minerals salts, etc. Difficulties in the separation of stable oil-water emulsions extracted from such wells dictate the need to develop and use effective demulsifies compositions taking into account the complex composition of heavy oils.

 

Ключевые слова: тяжелые углеводороды, смолы, асфальтены, парафины, устойчивые водонефтяные эмульсии, тяжелые нефти, минеральные соли, водонефтяные эмульсии, нефтяные эмульсии, деэмульгирование, коагуляция, синергизм.

Keywords: heavy hydrocarbons, resins, asphaltenes, paraffins, stable oil-water emulsions, heavy oils, mineral salts, oil-water emulsions, oil emulsions, demulsification, coagulation, synergism.

 

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. 

Рисунок 1. Изменение степени устойчивости (СУ) в зависимости от содержания смол (См) и асфальтенов (А) в тяжелых нефтях

Рисунок 2. Изменение фракционного состава хаудагской нефти в зависимости от температуры (т)

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

Состав смеси, %

Плотность при 20 0С, кг/м3

Вязкость при 80 0С, мм2

Расход

г/т

Остаточное содержание воды, %

нефть

гк

100

0

1085

202

60

2,1

95

5

1015

191

60

1,9

90

10

992

182

55

1,6

85

15

925

173

55

1,2

80

20

889

161

50

0,9

75

25

865

153

50

0,6

70

30

852

141

45

0,2

 

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.

Рисунок 3. Изменение содержания механических примесей в зависимости от ввода газового конденсата в состав тяжелой нефти месторождения Хаудаг

Рисунок 4. Изменение остаточного содержания солей в зависимости от количества введенного газового конденсата в тяжелую нефть месторождения Хаудаг

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.

 

Список литературы:
1.    Адизов Б.З., Абдурахимов С.А., Атауллаев Ф.Ш. Особенности состава и свойств местных водонефтяных эмульсий //Узбекский журнал нефти и газа. – 2008. – № 2. – С. 45.
2.    Атауллаев Ф.Ш., Абдурахимов С.А. Интенсификация процесса разделения высокостойких водонефтяных эмульсий местных нефтей // Узбекский химический журнал. – 2005. – № 3. – С. 14-17.
3.    Комбинированные термохимические и электрофизические технологии деэмульгирования устойчивых водонефтяных эмульсий / Б.З. Адизов, С.А. Абдурахимов, А.С. Султонов, И.Д. Эшметов. – Ташкент: Изд. УзА ФА асосий кутубхонаси, 2019. – 236 с.
4. Лутошкин Г.С. Сбор, подготовка нефти, газа и воды. – М.: ТИД Алянс, 2005. – 319 с.

 

Информация об авторах

д-р техн. наук, профессор, Ташкентского химико-технологического института, Республика Узбекистан, г. Ташкент

Doctor of Technical Sciences, Professor, Tashkent Chemical-Technological Institute, Republic of Uzbekistan, Tashkent

д-р техн. наук, директор единого учебного центра ООО «UNG training» при АО «Узбекнефтегаз», Республика Узбекистан, г. Ташкент

Doctor of technical sciences, director of the Unified training center LLC «UNG training» under JSC «Uzbekneftegaz», Republic of Uzbekistan, Tashkent

PhD, старший преподаватель Бухарского инженерно-технологического института, Узбекистан, г. Бухара

PhD, Senior Lecturer of the Bukhara engineering-technological institute, Uzbekistan, Bukhara

Журнал зарегистрирован Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор), регистрационный номер ЭЛ №ФС77-54434 от 17.06.2013
Учредитель журнала - ООО «МЦНО»
Главный редактор - Ахметов Сайранбек Махсутович.
Top