автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов и их регулирование комплексными методами воздействия. Улучшение реологических свойств нефти


Состав для обезвоживания, обессоливания и улучшения реологических свойств нефти

Изобретение относится к подготовке нефти к переработке, в частности к составу для обезвоживания и обессоливания нефти и разрушения водонефтяных эмульсий, а также для улучшения реологических свойств при транспортировке по трубопроводам. Указанный состав содержит неионогенный деэмульгатор в виде блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля со средней молекулярной массой 4300, отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля, включающий (мас.%) метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0 и растворитель при следующим соотношении компонентов, мас.%: блоксополимер окисей этилена и пропилена 15,0-55,0; отгон производства 5,0-75,0; растворитель, предпочтительно метанол, до 100,0. Технический результат - повышение эффективности обезвоживания и обессоливания нефти, а также улучшение реологических свойств транспортируемой нефтяной продукции. 2 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано для обезвоживания и обессоливания нефти, а также при внутритрубной деэмульсации нефти для улучшения реологических свойств продукции скважин и предварительного сброса пластовой воды.

Известен неионогенный деэмульгатор, содержащий блоксополимеры окисей этилена и пропилена на основе этиленгликоля и пропиленгликоля-Реапон-4В (см.1. ТУ 6-55-54-91).

Недостатком этого деэмульгатора является низкая деэмульгирующая эффективность при разрушении высоковязких нефтей угленосного горизонта, а также нефтей, содержащих механические примеси. Реапон-4В незначительно улучшает реологические свойства перечисленных видов нефтяной продукции.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефтяной эмульсии, содержащий 50-55%-ный водно-метанольный раствор неионогенного блоксополимера окисей этилена и пропилена-Реапон-4В и полигликолевую смолу - отход производства этиленгликолей и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: 50-55%-ный водно-метанольный раствор неионогенного блоксополимера окисей этилена и пропилена 70-82; отход производства этиленгликолей-полигликолевая смола 7-17; вода - остальное, (см.2. Патент РФ №2091435, БИ №27, 27.09.97.)

Недостатком данного композиционного сочетания реагентов является то, что в этой смеси используется нестабильный по составу и молекулярно-массовому распределению отход производства этиленгликолей - полигликолевая смола. Из-за этого существенно могут ухудшаться как поверхностно-активные, так и реологические параметры приведенного состава.

Наиболее близким предлагаемому изобретению является состав для обезвоживания и обессоливания нефти, содержащий неионогенный деэмульгатор - блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 4300 и растворитель (метанол). Состав дополнительно включает кубовый остаток производства бутиловых эфиров моноэтиленгликоля и диэтиленгликоля, мас.%: моноэтиленгликоль 0,5-4,0, диэтиленгликоль 0,5-4,0, бутиловый эфир моноэтиленгликоля 1,5-13,0, бутиловый эфир диэтиленгликоля 9,5-75,0, смесь бутиловых эфиров три-, тетра- и пентаэтиленгликолей 0,5-4,0. Соотношение компонентов в составе, мас.%: блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля 15,0-50,0; кубовый остаток 5,0-40,0; растворитель (метанол) до 100,0. (см.3. Патент РФ №2197513, БИ №3, 27.01.2003.).

Задачей изобретения является повышение эффективности состава для обезвоживания и обессоливания нефти и расширение ассортимента эффективных ПАВ-реагентов для обезвоживания и обессоливания нефти, а также улучшения реологических свойств транспортируемой продукции.

Поставленная задача решается составом для обезвоживания, обессоливания и улучшения реологических свойств нефти, содержащим неионогенный деэмульгатор типа блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля со средней молекулярной массой 4300 и растворитель. Причем он дополнительно содержит отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля, включающий (мас.%) метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0 при следующим соотношении компонентов, мас.%:

Блоксополимер окисей этилена и пропилена15,0-55,0
Отгон5,0-75,0
Растворитель до100,0

Характеристики используемых веществ:

Блоксополимер окиси этилена и пропилена, например, на основе гликолей - Реапон-4В: Н(С2Н4O)n(С3Н6О)nОАО(С3Н6О)m(С2Н4O)nН, где А=-С2Н4-или -С3Н6-, n=14-16, m=24-27 с молекулярной массой 4300; массовая доля основного вещества 55±5%; кинематическая вязкость при 0°С 40 мм2/c; температурные пределы посветления раствора концентрации 100 г в водном растворе NaCl 50-60°C; температура застывания не выше минус 50°С (см.1. ТУ 6-55-54-91).

Отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля (см.4. ТУ 6-14-09-02-82), включающий, мас.%: метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0. Показатель преломления n20=1,4; плотность ρ=0,950-1,000; кинематическая вязкость ν20=6-10 мм2/с.

Состав готовят простым смешиванием компонентов.

Пример конкретного приготовления 1 г. состава: к 0,40 г блоксополимера окисей этилена и пропилена прибавляют 0,25 г отгона и добавляют 0,35 г растворителя.

Из полученного состава готовят 1%-ный водный раствор и определяют его деэмульгирующую эффективность.

Определение деэмульгирующей эффективности состава провели на искусственных эмульсиях сернистых нефтей Чеканского месторождения с обводненностью 30 мас.%. (см. табл.1).

В эмульсии дозируют испытуемый состав, смесь встряхивают на лабораторном встряхивателе в течение 10 мин при температуре 55-60°С. Затем термостатируют в течение 2 часов при 60°С и измеряют количество выделившейся воды из нефти в динамике.

Определение остаточного содержания воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.

Сернистая нефть Чеканского месторождения содержит значительное количество смол и асфальтенов, которые являются вязкими, высококонденсированными полярными веществами, способными образовывать ассоциаты в нефти. Содержащиеся в нефти механические примеси и высокоплавкие парафины при понижении температуры образуют кристаллические структуры, на которых адсорбируются асфальтены и смолы. Этим объясняется крайняя трудность разрушения подобных водонефтяных эмульсий известными деэмульгаторами. Для эффективной работы новый композиционный деэмульгатор должен обладать значительным смачивающим действием. Оценка смачивающей способности заявляемого состава проводится измерением краевого угла смачивания по проекции капли на поверхности асфальтосмолистых соединений и парафинов (см. табл.2). Краевой угол смачивания измеряется при 20°С в динамике после формирования капли через 1 минуту после нанесения капли на подложку. Реагенты используются в виде 1%-ных водных растворов и наносятся на испытуемую поверхность микрообъемом 7 мкл. Из результатов экспериментов видно, что водные растворы заявляемого композиционного состава лучше смачивают поверхность асфальтосмолистых соединений и парафинов (т.е. имеют меньший краевой угол смачивания) по сравнению с деэмульгатором Реапон-4В.

Реологические исследования проводят на ротационном вискозиметре "Реотест-2" с коаксиальным измерительным устройством. Определяют зависимость изменения динамической вязкости (μ, мПа·с) водонефтяной эмульсии при добавлении заявляемого состава от скорости сдвига (Dr, с-1) при различных температурах (t, °C) (чертеж).

Анализ полученных результатов показывает, что использование заявляемого состава позволяет осуществлять эффективное обезвоживание и обессоливание нефти, а также улучшает реологические свойства нефтяной продукции.

Таблица 1Деэмульгирующая эффективность составов (дозировка 100 г/т) при деэмульсации водонефтяной эмульсии сернистой нефти Чеканского месторождения (обводненность 30%) при t=60°C
РеагентКоличество выделившейся воды, мл в течение времени отстоя, минОстаточное содержание воды в нефти, % мас.Остаточное содержание солей в нефти, мг/л
1020306090120
Реапон-4В42,549,451,654,855,555,81,820
прототип
13:75:1262,567,469,070,972,273,56,146
26:50:2475,681,583,186,087,989,82,920
40:25:3580,187,389,591,192,192,81,218
заявляемый состав
13:75:1264,569,470,071,073,274,84,926
26:50:2477,483,285,888,789,790,31,518
40:25:3580,688,490,691,992,392,91,219
Таблица 2Экспериментальные данные измерений краевого угла смачивания водными растворами заявляемого состава
РеагентКраевой угол смачивания, град в зависимости от времени начала эксперимента, мин
12345
на поверхности асфальтосмолистых соединений
Реапон-4В4943393125
заявляемый состав
13:75:12372920135
26:50:24352719114
40:25:3531241781
на поверхности парафинов
Реапон-4В5855524744
заявляемый состав
13:75:12413323122
26:50:24352821157
40:25:353829221710

Состав для обезвоживания, обессоливания и улучшения реологических свойств нефти, содержащий неионогенный деэмульгатор - блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля со средней молекулярной массой 4300 и растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля, включающий мас.%: метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Блоксополимер окисей этилена
и пропилена15,0-55,0
Отгон5,0-75,0
Растворитель (метанол)До 100,0

www.findpatent.ru

Диссертация на тему «Реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов и их регулирование комплексными методами воздействия» автореферат по специальности ВАК 05.17.07, 25.00.19 - Химия и технология топлив и специальных продуктов

1. Аванесян В. Г. Степень влияния содержания влаги, парафина и температуры на реологические свойства вязкопластичных дисперсных эмульсионных смесей//Нефтяное хозяйство.-1980.- №2.-С.14-17.

2. Агаев С. Г. и др. Об эффективности депрессорных присадок// Нефтяное хозяйство.-1994.- №10.-С.21-23.

3. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Халин А.Н. Влияние асфальтосмолистых веществ а процесспарафинизации при добыче нефти//Известия вузов. Нефть и газ.-1997.-№6.-С.16-17.

4. Агаев С.Г., Мозырев А.Г. Моделирование низкозастывающих и твердых углеводородов нефти, в процессе образования парафиновых отложений// Известия вузов. Нефть и газ.-2000.-№2.-С.85-90.

5. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Березина З.Н., Землянский Е.О. Моделирование транспорта высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов//Известия вузов. Нефть и газ.-2001.-№ 4.-С. 73-81.

6. Айгистова С.Х и др. Классификация и рациональное использование высоковязкой нефти Татарии//Нефтепромысловое дело.-1980.-№2.-С.13-15.

7. Алиев Г.А. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа.-М.:Недра,1988.-368 с.

8. П.Баландин Л. Н. и др. Испытание реагента „Primene 81-R" в скважинах итрубопроводе в НГДУ „Жигулёвскнефть'7/ Нефтяное хозяйство.-2000.- №5.-С.24-25.

9. Банатов В.В. Вопросы улучшения реологических свойств высоковязких нефтей долинского месторождения//! 11 научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов:Тез.докл.-Киев.-1976.-С.53-54.

10. Банатов В.В., Быковский В.А., Куц С.А. Практика и результаты обезвреживания городских сточных вод//Эколого-водохозяйственный вестник.-2001.-вып.5.-С.43-47.

11. Банатов В. В., Быковский В. А., Куц С. А. Проблемы водоснабжения г. Муравленко// Стратегические направления экологических исследований на Урале и экологическая политика. Екатеринбург: Уральский государственный университет. -1999.-С .3 7-3 8.

12. Батунер Л.М., Позин М.Е. Математические методы в химической технике.-Л.:Химия, 1971.-824 с.

13. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. К механизму формирования нефтяных отложений в трубах//Тез. Докладов ШМеждународ.конф.по химии нефти.-Томск,1997.-Т.2.-С.43-45.

14. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях//Известия вузов. Нефть и газ.-1988.-№5-С.100-105.

15. Богданов А.И. и др. Химия нефти и газа.-Jl. Химия, 1989.-424с.

16. Брановицкая С.В., Медведев Р.Б., Фиалков Ю.Я. Вычислительная математика в химии и химической технологии. К.: Выща школа.-1986.-216с.

17. Быковский В.А. Куц .А., Банатов В.В. Современное качество водных ресурсов муравленковского промрайона //Эколого-водохозяйственный вестник.-1999.-вып.4.-С.80-85.

18. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии.М.:Химия,-1975.-512с.

19. Галюк В. X., Вартанов В. Г. Состояние и основные направления развития технологии и техники трубопроводного транспорта в США.- М.: ВНИИОЭНГ,-1988.-112с.

20. Гольденберг Н.Г., Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных примесей на кристаллизацию н-парафинов//Коллоидный журнал.-1951 .-Т. 13.-№3-С. 175181.

21. ГОСТ Р 51858-2002.Нефть.Общие технические условия//М. -.Госстандарт Росии.-2002.-11с.

22. Губин В.Е., Пиядин М.Н., Сковородников Ю.А. Количественная оценка тиксотропного разрушения структуры нефтей//Нефтяное хозяйство.-1972.-№11.-С.61-62.

23. Губин В.Е. и др. О гидротранспорте высокосмолистой нефти некоторых месторождений Узбекистана//Нефтепромысловое дело.-1976.-№3.-С. 18-20.

24. Губин В.Е., Губин В.В.//Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.-М.:Недра.-1982.-296 с.31 .Гурвич Л.Г. К вопросу о застывании парафинистых продуктов//Нефтяное и сланцевое хозяйство.-1924.-№8-С.350-359.

25. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А, Кабиров М.М. Аномально-вязкие нефти. Уфа: Башкирский государственный университет, Уфимский нефтянойинститут.-1977.-116 с.

26. Дергачев А.А. и др. Пуск в эксплуатацию второй нитки нефтепровода Узень-Гурьев в зимних условиях//Нефтяное хозяйство.-1976.-№3.-С. 18-20.

27. Джавадян А. А., Гавура В. Е., Сафронов В. И. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения// Нефтяное хозяйство,-1998.-№6.-С.23-25.

28. Gilby G.W. The Use of Ethylene-Vinyl Acetate Copolymers as Flow Improvers and Wax Deposition Inhibitors in Waxy Grude Oil//Chem. Oil and Proc. Symp. Manchester,22-nd-23 rd.March.-1983.-P. 108-124.

29. Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных веществ на линейную скорость кристаллизации парафина//Сб. Низкотемпературные свойства смазочных масел .-М.: 1949 .-С. 149-160.

30. Жузе Т.П. Механизм действия присадок, вызывающих понижение температуры застывания парафинистых нефтепродуктов//Коллоидный журнал.-1951.-Т. 13.-№1.-С.27-3.

31. Жузе Т.П. Застывание растворов н-парафинов и парафинистых нефтепродуктев//Коллоидный журнал.-1960.-Т. 12-№4-С.256-274.

32. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям.— М. Машиностроение, 1975 .-559с.

33. Куклинский А.Я. и др. Количественный критерий классификации нефтей//Нефтехимия.-1981 .-Т.21 .,№6.-С.820-834.43 .Кулиев A.M. Химия и технология присадок к маслам и топливам.-Л.:Химия, 1985.-312с.

34. Лубенец Э.Г. и др. Влияние состава высших жирных кислот на эффективность действия синтезируемой на их основе присадки для снижения вязкости парафинистых нефтей// Изв. СО АН СССР. Сер. химических наук. -№12.-Вып.5.-С.149-152.

35. Маганов Р.И. и др. Оптимальная технология борьбы с гидратопарафиновыми отложениями//Нефть России. 2000.- №3.-С. 96-99.

36. Мариотт Дж. М. Применение модификаторов парафиновых кристаллов к сырой нефти и мазуту//Британская промышленность и техника.- 1984.-Т. 59-№3.-С.5-7.

37. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. Определение количества парафина, отлагающегося на стенках трубопроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1979.-№5.-С.6-9.

38. Мастобаев Б.Н., Хайбуллин Р.Я., Арменский Е.А. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации нефтепроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1981.-.№8.-С.9-10.

39. Миржадзанзаде А.Х., Галлямов А.К., Марон В.И., Юфин В.А. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.-М. :Недра, 1984.-287с.

40. Мурсалова М.А. и др. Исследование реагента 8367 фирмы ЭССО в качестве депрессатора и ингибитора парафиноотложений// Вопросы совершенствования технологии подготовки и переработки природного газа.-Харьков:ВНИПИГАЗ, 1983.-C.3 -7.

41. Надиров Н.К., Тугунов П.И. и др. Трубопроводный транспорт вязких нефтей. Серия: Новые нефти Казахстана и их использование.-Алма-Ата:Наука, 1985.-264с.

42. Обустройство первоочередного участка Вэнгаяхинскогоместорождения/Проект/Гипротюменьне фтегаз. -Тюмень, 1988.-516с. 53.0ленев JI.M. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложений.- М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-51 с.

43. Панов Ю.С. Технология перекачки высоковязких нефтей, включая северные районы// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1987.-№5.-С.36-38.

44. Пергушев JI. П. Исследование вязкости сырых нефтей//Нефтяное хозяйство.-1999.-№3,- С.50-52.

45. Переверзев А.Н., Богданов Н.Ф, Рощин Ю.Н. Производство парафинов-М.:Химия, 1973.-224с.

46. Поп Г. С., Танчук Ю.В., Банатов В. В. Способ уменьшения потерь на трение при трубопроводном транспорте жидкости. -А/с СССР №87 872905 от 15.06.86 г.

47. Проведение научно-исследовательских работ и разработка технологии сбора и транспорта высоковязкой нефти Бугреватовского месторождения: Отч. о НИР/ УкрГИПРОНИИнефть;№ 82.23.21.22.23787(Этап II).- Киев, 1981.-240 с.

48. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири. -М. :ВНИИОЭНГ, 1989.-65 с.

49. Рабек Я. Экспериментальные методы в химии полимеров.-М.:Мир,4.2.-1983.-480 с.61 .Розенцвайг А. Г., Тронов В.П., Исмагилов И. X. Особенности эксплуатации промысловых систем сбора высоковязкой нефти// Нефтепромысловое дело.-1980.-№2.-С.55-58.

50. Сазонов О. В. и др. Экспериментальные исследования стабильности реологических свойств высокопарафинистой мангышлакской нефти, обработанной депрессорной присадкой/ЛГранспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1976.- №2.-С.15-17.

51. Сазонов О. В. и др. Технология введения депрессорных присадок в высокопарафинистые нефти//Нефтяное хозяйство. 1976.-№1.-С.22-23.

52. Сазонов Ю. А., Заякин В. Н. Инструмент для удаления парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб// Нефтяное хозяйство. 2000.-№6.-С.50-52.

53. Санин А. И., Пуцилло Е. И. Депрессоры. Присадки, понижающие температуру застывания смазочных масел. М.: Тр. ИГИ АН ССР, 1947, №7.

54. Саханов А.Н. Растворимость парафинов и застываемость парафинистых продуктов//Нефтяное и сланцевое хозяйство.-1925.-№5-6.-С.820-837.

55. Система магнитной обработки ПАРАГОН для борьбы с осаждением парафинов, асфальтенов и других осложнений. Компания СОМРиТАЬОО.Канада: 2000,530-8-Авеню, Калгари, Альберта Т2Р ЗС8.

56. Сковородников Ю. А., Скрипников Ю.В., Антонова Т. В. Влияние присадки ЕСА4242 на реологические свойства нефтей//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.- 1975.- №5.-С.30-32.

57. Скрипников Ю.В и др. Применение присадок при перекачке высокопарафинистых нефтей//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1974.-№2.-С.35-37.

58. Слассен В. Н. „Омагничивание водных систем", М.: Химия, 1982.-222с.

59. Сопина Е.В. и др. Зависимость эффективности акрилатных депрессаторов высокопарафинистых нефтей от их состава//Нефтепереработка и нефтехимия.-1982.-№3.-С.45-46.

60. Султанов Б. И. и др. Влияние поверхностно-активных веществ на физико-химические свойства парафинистых нефтей Айзербайджана //Нефтяное дело.-1976.-№3.-С. 19-20.

61. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы.-М.:Химия, 1990.-226 с.

62. Тарабаринов П. В., Мизин С. Н., Перепелицкий Я. М., Банатов В. В. Устройство для магнитной водоподготовки. А/с СССР №1785207 от 01.09.1992.

63. Тарабаринов П.В., Рашкевич А.В., Банатов В.В. Устройство для магнитнойводоподготовки -А/с СССР №1785208 от 01.09.1992.

64. Тарабаринов П.В., Ивасишин М.В., Банатов В.В. Скважинный электрический нагреватель. А/с СССР №1785208 от 01.09.1992.

65. ТарабариновП.В., Банатов В.В., Ниигер Ф.В. Скважинный нагреватель. -А/с №1788218 от 15.09.1992.

66. Таранова JI.B., Агаев С.Г. Влияние природы твердых углеводородов на эффективность депрессорных присадок//Известия вузов. Нефть и газ.-1985.-№11.-С.39-43.

67. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям ,топливам и маслам.-М. :Химия, 1990.-238с.

68. Технологическая схема разработки Вэнгаяхинского месторождения /Проект/УкрГИПР ОНИИнефть .Киев, 1984.- т. 1 .-480с.

69. Толстова Г.В. Механизм действия депрессорных присадок к маслам//Сб. Химическая технология переработки нефти и газа. Сб. Повышение эффективности процессов нефтепереработки и нефтехимии.-Казань;1985.-С.30-32.

70. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними.-М.:Недра, 1969.-192 с.

71. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам.-М.:Недра, 1973.-88с.

72. Тхык Ф. Д., Шон Т. К. Исследование реологии газонасыщенных нефтей. „Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте." Уфа: Баш. Кн. Изд-во, 1997.

73. Уртанбаев Н.С., Джиенбаев С.С., и др. Новые реагенты для борьбы с отложениями парафинов и перспективы их применения//Докл. Респ. Научн.-техн. Конф. по нефтехимии АН Каз.ССР.-1974.-Т.З-С.257-264.

74. Фролова JI.A. Определение расчётных реологических параметров смесей высокопарафинистой нефти, обработанной депрессорной присадкой, с маловязкими нефтями. НТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.1976.-№2.-С.-24-26.

75. Фукс Г.И. Механизм действия присадок ,снижающих температуру застывания минеральных масел//Сб. Присадки к смазочным маслам.-М,-J1. :Гостоптнхиздат.-1946.-С.37-69.

76. Фукс Г.И. Исследование влияния граничных слоев на коагуляционные и фракционные взаимодействия и улучшение смазочных материалов//Доклад-обзор докт.хим.наук М. :ИФХ АН СССР.-1965.

77. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов.-М.-Л.:Гостоптехиздат, 1951 .-270 с.

78. Черножуков Н.И., Крейн С.Э., Лосиков Б.В. Химия минеральных масел.-М.:Гостоптехиздат,1959.-С.90-100.

79. Черножуков Н.И., Картинин Б.Н. О механизме действия депрессорных присадок//В кн. Присадки к маслам.-М.:Химия,1968.-С.190-193. 97.Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа.Ч.З.-М.'.Химия, 1978.-423с.

80. ШаинянГ.Я. и др. К вопросу улучшения транспортабельных свойств нефтейновых месторождений Туркмении//Труды СЕВКАВНИНПИнефть.-1978.-№18,-С.80-83.

81. Шаров А.Г. и др. Действие полимерного ингибитора парафиноотложений из нефти различных месторождений//Нефтяное хозяйство.-1989.-№9.-С.55-58.

82. Шахпаронов М.И. Поворотная изометрия в растворах и механизм действия депрессаторов//Доклады АН СССР-Т.167.-№2.-С.388-390.

83. ЮЗ.Шерстнев Н.И. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин .- М. :Недра, 1998.-184 с.

84. Шнерх С. С. и др. Изучение влияния маловязких разбавителей на реологические свойства мазутов//Нефтяная и газовая промышленность.-1977.-№2.-С.13-14.

85. Шнерх С.С. и др. Вязкостно-температурные свойства мазутов нефтеперерабатывающих заводов УССР //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1976.-№2.-С.31 -33.

86. Юб.Шнерх С. С., Попович О. Ф., Канатов В. В. Определение вязкостно-температурных зависимостей мазутов// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1977.- №5.-С. 19-20.

87. Ю7.Энглин Б.А. Применение жидких топлив при низких температурах.-М.:Химия, 1980.-208с.

www.dissercat.com

автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов и их регулирование комплексными методами воздействия

Библиография Банатов, Виктор Владимирович, диссертация по теме Химия и технология топлив и специальных продуктов

1. Аванесян В. Г. Степень влияния содержания влаги, парафина и температуры на реологические свойства вязкопластичных дисперсных эмульсионных смесей//Нефтяное хозяйство.-1980.- №2.-С.14-17.

2. Агаев С. Г. и др. Об эффективности депрессорных присадок// Нефтяное хозяйство.-1994.- №10.-С.21-23.

3. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Халин А.Н. Влияние асфальтосмолистых веществ а процесспарафинизации при добыче нефти//Известия вузов. Нефть и газ.-1997.-№6.-С.16-17.

4. Агаев С.Г., Мозырев А.Г. Моделирование низкозастывающих и твердых углеводородов нефти, в процессе образования парафиновых отложений// Известия вузов. Нефть и газ.-2000.-№2.-С.85-90.

5. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Березина З.Н., Землянский Е.О. Моделирование транспорта высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов//Известия вузов. Нефть и газ.-2001.-№ 4.-С. 73-81.

6. Айгистова С.Х и др. Классификация и рациональное использование высоковязкой нефти Татарии//Нефтепромысловое дело.-1980.-№2.-С.13-15.

7. Алиев Г.А. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа.-М.:Недра,1988.-368 с.

8. П.Баландин Л. Н. и др. Испытание реагента „Primene 81-R" в скважинах итрубопроводе в НГДУ „Жигулёвскнефть'7/ Нефтяное хозяйство.-2000.- №5.-С.24-25.

9. Банатов В.В. Вопросы улучшения реологических свойств высоковязких нефтей долинского месторождения//! 11 научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов:Тез.докл.-Киев.-1976.-С.53-54.

10. Банатов В.В., Быковский В.А., Куц С.А. Практика и результаты обезвреживания городских сточных вод//Эколого-водохозяйственный вестник.-2001.-вып.5.-С.43-47.

11. Банатов В. В., Быковский В. А., Куц С. А. Проблемы водоснабжения г. Муравленко// Стратегические направления экологических исследований на Урале и экологическая политика. Екатеринбург: Уральский государственный университет. -1999.-С .3 7-3 8.

12. Батунер Л.М., Позин М.Е. Математические методы в химической технике.-Л.:Химия, 1971.-824 с.

13. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. К механизму формирования нефтяных отложений в трубах//Тез. Докладов ШМеждународ.конф.по химии нефти.-Томск,1997.-Т.2.-С.43-45.

14. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях//Известия вузов. Нефть и газ.-1988.-№5-С.100-105.

15. Богданов А.И. и др. Химия нефти и газа.-Jl. Химия, 1989.-424с.

16. Брановицкая С.В., Медведев Р.Б., Фиалков Ю.Я. Вычислительная математика в химии и химической технологии. К.: Выща школа.-1986.-216с.

17. Быковский В.А. Куц .А., Банатов В.В. Современное качество водных ресурсов муравленковского промрайона //Эколого-водохозяйственный вестник.-1999.-вып.4.-С.80-85.

18. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии.М.:Химия,-1975.-512с.

19. Галюк В. X., Вартанов В. Г. Состояние и основные направления развития технологии и техники трубопроводного транспорта в США.- М.: ВНИИОЭНГ,-1988.-112с.

20. Гольденберг Н.Г., Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных примесей на кристаллизацию н-парафинов//Коллоидный журнал.-1951 .-Т. 13.-№3-С. 175181.

21. ГОСТ Р 51858-2002.Нефть.Общие технические условия//М. -.Госстандарт Росии.-2002.-11с.

22. Губин В.Е., Пиядин М.Н., Сковородников Ю.А. Количественная оценка тиксотропного разрушения структуры нефтей//Нефтяное хозяйство.-1972.-№11.-С.61-62.

23. Губин В.Е. и др. О гидротранспорте высокосмолистой нефти некоторых месторождений Узбекистана//Нефтепромысловое дело.-1976.-№3.-С. 18-20.

24. Губин В.Е., Губин В.В.//Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.-М.:Недра.-1982.-296 с.31 .Гурвич Л.Г. К вопросу о застывании парафинистых продуктов//Нефтяное и сланцевое хозяйство.-1924.-№8-С.350-359.

25. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А, Кабиров М.М. Аномально-вязкие нефти. Уфа: Башкирский государственный университет, Уфимский нефтянойинститут.-1977.-116 с.

26. Дергачев А.А. и др. Пуск в эксплуатацию второй нитки нефтепровода Узень-Гурьев в зимних условиях//Нефтяное хозяйство.-1976.-№3.-С. 18-20.

27. Джавадян А. А., Гавура В. Е., Сафронов В. И. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения// Нефтяное хозяйство,-1998.-№6.-С.23-25.

28. Gilby G.W. The Use of Ethylene-Vinyl Acetate Copolymers as Flow Improvers and Wax Deposition Inhibitors in Waxy Grude Oil//Chem. Oil and Proc. Symp. Manchester,22-nd-23 rd.March.-1983.-P. 108-124.

29. Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных веществ на линейную скорость кристаллизации парафина//Сб. Низкотемпературные свойства смазочных масел .-М.: 1949 .-С. 149-160.

30. Жузе Т.П. Механизм действия присадок, вызывающих понижение температуры застывания парафинистых нефтепродуктов//Коллоидный журнал.-1951.-Т. 13.-№1.-С.27-3.

31. Жузе Т.П. Застывание растворов н-парафинов и парафинистых нефтепродуктев//Коллоидный журнал.-1960.-Т. 12-№4-С.256-274.

32. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям.— М. Машиностроение, 1975 .-559с.

33. Куклинский А.Я. и др. Количественный критерий классификации нефтей//Нефтехимия.-1981 .-Т.21 .,№6.-С.820-834.43 .Кулиев A.M. Химия и технология присадок к маслам и топливам.-Л.:Химия, 1985.-312с.

34. Лубенец Э.Г. и др. Влияние состава высших жирных кислот на эффективность действия синтезируемой на их основе присадки для снижения вязкости парафинистых нефтей// Изв. СО АН СССР. Сер. химических наук. -№12.-Вып.5.-С.149-152.

35. Маганов Р.И. и др. Оптимальная технология борьбы с гидратопарафиновыми отложениями//Нефть России. 2000.- №3.-С. 96-99.

36. Мариотт Дж. М. Применение модификаторов парафиновых кристаллов к сырой нефти и мазуту//Британская промышленность и техника.- 1984.-Т. 59-№3.-С.5-7.

37. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. Определение количества парафина, отлагающегося на стенках трубопроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1979.-№5.-С.6-9.

38. Мастобаев Б.Н., Хайбуллин Р.Я., Арменский Е.А. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации нефтепроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1981.-.№8.-С.9-10.

39. Миржадзанзаде А.Х., Галлямов А.К., Марон В.И., Юфин В.А. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.-М. :Недра, 1984.-287с.

40. Мурсалова М.А. и др. Исследование реагента 8367 фирмы ЭССО в качестве депрессатора и ингибитора парафиноотложений// Вопросы совершенствования технологии подготовки и переработки природного газа.-Харьков:ВНИПИГАЗ, 1983.-C.3 -7.

41. Надиров Н.К., Тугунов П.И. и др. Трубопроводный транспорт вязких нефтей. Серия: Новые нефти Казахстана и их использование.-Алма-Ата:Наука, 1985.-264с.

42. Обустройство первоочередного участка Вэнгаяхинскогоместорождения/Проект/Гипротюменьне фтегаз. -Тюмень, 1988.-516с. 53.0ленев JI.M. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложений.- М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-51 с.

43. Панов Ю.С. Технология перекачки высоковязких нефтей, включая северные районы// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1987.-№5.-С.36-38.

44. Пергушев JI. П. Исследование вязкости сырых нефтей//Нефтяное хозяйство.-1999.-№3,- С.50-52.

45. Переверзев А.Н., Богданов Н.Ф, Рощин Ю.Н. Производство парафинов-М.:Химия, 1973.-224с.

46. Поп Г. С., Танчук Ю.В., Банатов В. В. Способ уменьшения потерь на трение при трубопроводном транспорте жидкости. -А/с СССР №87 872905 от 15.06.86 г.

47. Проведение научно-исследовательских работ и разработка технологии сбора и транспорта высоковязкой нефти Бугреватовского месторождения: Отч. о НИР/ УкрГИПРОНИИнефть;№ 82.23.21.22.23787(Этап II).- Киев, 1981.-240 с.

48. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири. -М. :ВНИИОЭНГ, 1989.-65 с.

49. Рабек Я. Экспериментальные методы в химии полимеров.-М.:Мир,4.2.-1983.-480 с.61 .Розенцвайг А. Г., Тронов В.П., Исмагилов И. X. Особенности эксплуатации промысловых систем сбора высоковязкой нефти// Нефтепромысловое дело.-1980.-№2.-С.55-58.

50. Сазонов О. В. и др. Экспериментальные исследования стабильности реологических свойств высокопарафинистой мангышлакской нефти, обработанной депрессорной присадкой/ЛГранспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1976.- №2.-С.15-17.

51. Сазонов О. В. и др. Технология введения депрессорных присадок в высокопарафинистые нефти//Нефтяное хозяйство. 1976.-№1.-С.22-23.

52. Сазонов Ю. А., Заякин В. Н. Инструмент для удаления парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб// Нефтяное хозяйство. 2000.-№6.-С.50-52.

53. Санин А. И., Пуцилло Е. И. Депрессоры. Присадки, понижающие температуру застывания смазочных масел. М.: Тр. ИГИ АН ССР, 1947, №7.

54. Саханов А.Н. Растворимость парафинов и застываемость парафинистых продуктов//Нефтяное и сланцевое хозяйство.-1925.-№5-6.-С.820-837.

55. Система магнитной обработки ПАРАГОН для борьбы с осаждением парафинов, асфальтенов и других осложнений. Компания СОМРиТАЬОО.Канада: 2000,530-8-Авеню, Калгари, Альберта Т2Р ЗС8.

56. Сковородников Ю. А., Скрипников Ю.В., Антонова Т. В. Влияние присадки ЕСА4242 на реологические свойства нефтей//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.- 1975.- №5.-С.30-32.

57. Скрипников Ю.В и др. Применение присадок при перекачке высокопарафинистых нефтей//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1974.-№2.-С.35-37.

58. Слассен В. Н. „Омагничивание водных систем", М.: Химия, 1982.-222с.

59. Сопина Е.В. и др. Зависимость эффективности акрилатных депрессаторов высокопарафинистых нефтей от их состава//Нефтепереработка и нефтехимия.-1982.-№3.-С.45-46.

60. Султанов Б. И. и др. Влияние поверхностно-активных веществ на физико-химические свойства парафинистых нефтей Айзербайджана //Нефтяное дело.-1976.-№3.-С. 19-20.

61. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы.-М.:Химия, 1990.-226 с.

62. Тарабаринов П. В., Мизин С. Н., Перепелицкий Я. М., Банатов В. В. Устройство для магнитной водоподготовки. А/с СССР №1785207 от 01.09.1992.

63. Тарабаринов П.В., Рашкевич А.В., Банатов В.В. Устройство для магнитнойводоподготовки -А/с СССР №1785208 от 01.09.1992.

64. Тарабаринов П.В., Ивасишин М.В., Банатов В.В. Скважинный электрический нагреватель. А/с СССР №1785208 от 01.09.1992.

65. ТарабариновП.В., Банатов В.В., Ниигер Ф.В. Скважинный нагреватель. -А/с №1788218 от 15.09.1992.

66. Таранова JI.B., Агаев С.Г. Влияние природы твердых углеводородов на эффективность депрессорных присадок//Известия вузов. Нефть и газ.-1985.-№11.-С.39-43.

67. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям ,топливам и маслам.-М. :Химия, 1990.-238с.

68. Технологическая схема разработки Вэнгаяхинского месторождения /Проект/УкрГИПР ОНИИнефть .Киев, 1984.- т. 1 .-480с.

69. Толстова Г.В. Механизм действия депрессорных присадок к маслам//Сб. Химическая технология переработки нефти и газа. Сб. Повышение эффективности процессов нефтепереработки и нефтехимии.-Казань;1985.-С.30-32.

70. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними.-М.:Недра, 1969.-192 с.

71. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам.-М.:Недра, 1973.-88с.

72. Тхык Ф. Д., Шон Т. К. Исследование реологии газонасыщенных нефтей. „Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте." Уфа: Баш. Кн. Изд-во, 1997.

73. Уртанбаев Н.С., Джиенбаев С.С., и др. Новые реагенты для борьбы с отложениями парафинов и перспективы их применения//Докл. Респ. Научн.-техн. Конф. по нефтехимии АН Каз.ССР.-1974.-Т.З-С.257-264.

74. Фролова JI.A. Определение расчётных реологических параметров смесей высокопарафинистой нефти, обработанной депрессорной присадкой, с маловязкими нефтями. НТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.1976.-№2.-С.-24-26.

75. Фукс Г.И. Механизм действия присадок ,снижающих температуру застывания минеральных масел//Сб. Присадки к смазочным маслам.-М,-J1. :Гостоптнхиздат.-1946.-С.37-69.

76. Фукс Г.И. Исследование влияния граничных слоев на коагуляционные и фракционные взаимодействия и улучшение смазочных материалов//Доклад-обзор докт.хим.наук М. :ИФХ АН СССР.-1965.

77. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов.-М.-Л.:Гостоптехиздат, 1951 .-270 с.

78. Черножуков Н.И., Крейн С.Э., Лосиков Б.В. Химия минеральных масел.-М.:Гостоптехиздат,1959.-С.90-100.

79. Черножуков Н.И., Картинин Б.Н. О механизме действия депрессорных присадок//В кн. Присадки к маслам.-М.:Химия,1968.-С.190-193. 97.Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа.Ч.З.-М.'.Химия, 1978.-423с.

80. ШаинянГ.Я. и др. К вопросу улучшения транспортабельных свойств нефтейновых месторождений Туркмении//Труды СЕВКАВНИНПИнефть.-1978.-№18,-С.80-83.

81. Шаров А.Г. и др. Действие полимерного ингибитора парафиноотложений из нефти различных месторождений//Нефтяное хозяйство.-1989.-№9.-С.55-58.

82. Шахпаронов М.И. Поворотная изометрия в растворах и механизм действия депрессаторов//Доклады АН СССР-Т.167.-№2.-С.388-390.

83. ЮЗ.Шерстнев Н.И. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин .- М. :Недра, 1998.-184 с.

84. Шнерх С. С. и др. Изучение влияния маловязких разбавителей на реологические свойства мазутов//Нефтяная и газовая промышленность.-1977.-№2.-С.13-14.

85. Шнерх С.С. и др. Вязкостно-температурные свойства мазутов нефтеперерабатывающих заводов УССР //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1976.-№2.-С.31 -33.

86. Юб.Шнерх С. С., Попович О. Ф., Канатов В. В. Определение вязкостно-температурных зависимостей мазутов// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1977.- №5.-С. 19-20.

87. Ю7.Энглин Б.А. Применение жидких топлив при низких температурах.-М.:Химия, 1980.-208с.

tekhnosfera.com

О неравновесных реологических свойствах высоковязких нефтей некоторых месторождений западного казахстана

О НЕРАВНОВЕСНЫХ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НЕКОТОРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОГО КАЗАХСТАНА.

Нугиев М.А.

АО «КазНИПИмунайгаз»,

Мангистауская область,г.Актау

т/факс:470-201, e-mail: [email protected]

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся, в основном, тяжелые и высоковязкие нефти с динамической вязкостью 30мПа·с (или кинематической вязкостью 35 мм2/с) и выше [1-3]. Запасы таких нефтей значительно превышают запасы легких и маловязких нефтей, которые по оценочным расчетам составляют не менее 1 трлн. т. и рассматриваются не столько как резерв добычи нефти, а сколько в качестве основной базы развития на ближайшие годы.

На п-островах Мангышлак и Бузачи, открыто более 30 месторождений высокопарафинистых нефтей, из которых в промышленной разработке находятся такие достаточно гигантские месторождения как Узень, Карамандыбас, Жетыбай (п-ов Мангышлак), Каламкас, Каражанбас (п-ов Бузачи). Нефти месторождений Узень, Карамандыбас и Жетыбай предельно насыщены высоким, более 20%, содержания растворенным парафином, представляющим собой  смесь твердых углеводородов с температурами плавления 90 – 1000 0С, а также смолами и асфальтенами. Нефть месторождений полуострова Бузачи, особенно Каражанбаса и месторождения Северный Бузачи, характерна высокой вязкостью, большой смолистостью при значительном содержании сернистых соединений. 

Разработка указанных выше месторождений связана с использованием нетрадиционных способов воздействия на нефтяные залежи, большими знергетическими затратами и необходимостью сохранения экологии окружающей среды и недр. 

Повышение эффективности процессов разработки месторождений с высоковязкими нефтями требует учета термодинамических и реологических характеристик нефтей, поскольку при повышении температуры пласта снижается вязкость и увеличивается подвижность нефтей, уменьшаются внутрипластовые гидродинамические сопротивления, что улучшает приток флюидов к добывающим скважинам, так и  к залежам маловязких пластовых нефтей, насыщенных парафином. 

Растворимость парафина в нефтях зависит от ряда факторов, таких как состав, газосодержание и давление, но основным фактором все же является температура, с увеличением которой возрастает количество раствореного парафина в нефтях.

Вместе с тем необходимо отметить, что из нефтей в твердый осадок наряду с парафином выпадает и часть смолисто-асфальтеновых компонентов, причем в состав осадка входит до 50% парафина, а остальной частью являются смолы, асфальтены и масла.  При разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления (ППД) путем нагнетения в них ненагретой на поверхности воды наблюдается охлаждение продуктивных пластов. Степень охлаждения связана, главным образом, с разностью температур закаченной воды и пласта, объемом закачки холодной воды, неоднородностью породы-коллектора и глубиной залегания продуктивных залежей. Наибольшему охлаждению подвержены призабойные зоны вблизи нагнетательных и добывающих скважин вследствие закачки воды с температурой ниже температуры пласта и дроссельного эффекта при совместном притоке к скважине нефти и свободного нефтяного газа. 

Общим для месторождений Мангышлака и Бузачи является поддержание пластового давления путем нагнетания в залежи  агентов, вытесняющих нефть с целью увеличения нефтеотдачи пластов, причем самым дешёвым агентом для месторождений Западного Казахстана являются воды Каспийского моря.  На фоне этого общего положения для каждого из месторождений в системе ППД необходимо учитывать особенности геологического строения нефтяных залежей, состав и свойства нефтей.  Для залежей высокопарафинистых нефтей, характерных для месторождений Узень и Карамандыбас, теоретически и практически была обоснована необходимость сохранения пластового давления и пластовой температуры, не допуская нарушения начальных термодинамических условий. В противном случае при снижении пластовой температуры ниже температуры насыщения нефти парафином происходит его выпадение из нефтей в пористой среде, что осложняет процесс вытеснения и уменьшает нефтеотдачу. Во избежания этого явления  в нефтяные залежи  закачивают  горячую воду с температурой на забое нагнетательных скважин не ниже пластовой.  Для месторождений п-ва Бузачи рассмотренные способы воздействия на пласты не могли быть столь эффективными, как для Узеня из-за высокой вязкости нефтей. Поэтому, при этом, необходимо теоретически обосновывать и внедрять другие технологии применительно к особенностям месторождений Каламкас и Каражанбас. 

Высокопарафинистые нефти при низких температурах проявляют резко выраженные неньютоновские (вязкопластичные, тиксотропные) свойства, без учета которых выбор и установление рациональных режимов эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефтей не представляется возможным.

При остановках процессов течения, в нефти образуются парафиновые структуры, прочность которых зависит от содержания парафиновых фракций, времени покоя нефти, условий образования парафиновых структур и других факторов.

Возобновление процессов движения требует иногда создания таких пусковых давлений, которые по величине значительно превышают рабочие давления трубопроводов, арматуры и оборудования.

Вязкость тяжелых высоковязких нефтей при понижении температуры возрастает до такой степени, что они становятся не транспортабельными. При транспорте высокопарафинистых нефтей происходит интенсивная парафинизация трубопроводов, снижение их пропускной способности, что значительно усложняет эксплуатацию.

В такой ситуации весьма важным является улучшение технологических показателей, связанных с добычей, сбором, подготовкой и транспортом аномальных нефтей в экстремальных климато-географических условиях, с учетом их термодинамических и реологических характеристик.

В связи с тем, что вышеуказанные месторождения из-за наличия в них большого содержания высокомолекулярных соединений обладают сложными реологическими свойствами, представляет интерес выявление у отмеченных нефтей релаксационных характеристик.

Релаксационные явления напряжений и деформаций в неньютоновских нефтях могут иметь сложный характер, поэтому их описание с помощью обычных равновесных моделей сопряжено с некоторыми трудностями [4, 5].

Релаксационные свойства высоковязкопластичных неньнютоновских нефтей определяются в первую очередь их реологическими характеристиками, методика изучения которых описана в работах [4, 5, 6].

Эти свойства можно обнаружить с помощью специальных приборов, предназначенных для данных целей [7]. Однако использование таких приборов для технических приложений весьма ограниченно. Ротационные и капиллярные вискозиметры дают возможность определять только касательные напряжения сдвига τ и обычным способом вычислять эффективную вязкость . Для вязкоупругой жидкости это отношение не может служить мерой вязкости, так как в ротационном и капиллярном вискозиметрах жидкость подвергается одностороннему сдвигу [4, 5, 8].

Согласно, [4, 5, 9], если жидкость в условиях ламинарного сдвига проявляет обратимую деформацию, то между главными осями эллипсоидов напряжения и скорости деформации наблюдается угловое расхождение. При этом, только часть напряжения тратится на преодоление вязкого сопротивления. С увеличением напряжения сдвига это расхождение будет постепенно расти, что приведет к соответствующему уменьшению экспериментального значения вязкости. Учитывая данную поправку можно получить истинное значение коэффициента вязкости μt, соответствующего деформации чистого сдвига, которое определяется следующим выражением

, (1)

где – первая разность нормальных напряжений.

Согласно теории Вейсенберга модуль упругости определяется

. (2)

Соотношение (1), с учетом (2) можно представить в виде

. (3)

В целях исследования релаксационных реологических показателей нефтей была выбрана нефть месторождения Каражанбас плотностью 943кг/м3, в которой практически отсутствует парафин, а асфальтеновых и смолистых веществ содержится 5,3% и 16,3% соответственно.

Исследования проводились по следующей методике: нефть в объеме 5 см3 подвергалась деформаций сдвига в зазоре между неподвижным стаканом и вращающимся цилиндром. Скорость вращения изменялась от 9 до 437 с-1. Вязкое сцепление цилиндра с жидкостью обуславливает возникновение крутящегося момента, воспринимаемого прецизионным электромеханическим динамометром и преобразуемого в отклонения многопредельного электрического прибора.

Реологические свойства данной пробы нефти исследовались при различных температурах: 293, 297, 303, 313, 318, 323 и 333 К.

С использованием данных ротационной вискозиметрии были получены зависимости между касательным напряжением τ и скоростью сдвига у для этой нефти.

Результаты исследований представлены на рис.1. Данные по ротационной вискозиметрии были обработаны по вышеизложенной методике Кросса, на основе зависимости (3), результаты которой представлены на рис. 2 и 3.

Анализ полученных зависимостей 1/μэ2=ƒ(τ2) позволяет сделать вывод о наличии нелинейных вязкоупругих свойств исследуемых нефтей месторождения Каражанбас.

Как видно из рис. 2 и 3, в зависимости от температуры реологические свойства системы сильно изменяются. При достижении температуры 323К и выше вязкоупругие свойства исследуемых нефтей значительно уменьшаются. Оценочные величины для параметров модуля сдвига G и истинного коэффицента вязкости μt определялись во всем интервале замеров, осредненные значения которых для различных температур имеют,

Рисунок 1 – Кривые течения нефти месторождений Каражанбас

(Республика Казахстан)

Рисунок 2 – Результаты обработка кривых течения нефтей

месторождения Каражанбас (Республика Казахстан)

Рисунок 3 – Результаты обработка кривых течения нефтей

месторождения Каражанбас (Республика Казахстан)

соответственно, следующие значения: 293 К – 55,58 Па, 1,69 Па·с; 297 К – 42,36 Па, 1,65 Па·с; 303 К – 57,86 Па, 0,66 Па·с; 313 К – 61,34, 0,36 Па·с; 318 К – 26,53 Па, 0,24 Па·с; 323 К – 19,14 Па, 0,15 Па·с и 333 К – 12,12 Па, 0,09 Па·с.

На основании изложенного можно сделать вывод о том, что некоторые нефти Республики Казахстан (на примере месторождения Каражанбас), содержащие в основном смолистые и асфальтеновые компоненты, могут характеризоваться в определенном интервале температур наличием вязкоупругих (релаксационных) свойств, обязанных своим проявлением высокомолекулярным составляющим.

Литература

1. Антониади Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвле-

чения в общем объеме мировой добычи / Д.Г. Антониади, А.А. Валуйский,

А.Р. Гарушев // Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 1. – С. 16 –23.

2. Артеменко А. Вязкое дело / А. Артеминко, В. Кащавцев // Нефть России. –

2003. - № 11. – С. 30 – 33.

3. Назьев В. Остаточные, но не второстепенные // Нефтегазовая вертикаль. –

2000. - № 3. – С. 21 – 22.

4.Саттаров Р.М. Неустановившееся движение реологически сложных жидкостей в трубах.- Баку: Элм, 1999г., 412 стр.

5.Мукук К.В.Элементы гидравлики релаксацирующих аномальных систем. Ташкент: Фан, 1980, 114 стр.

6.Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделирований сложных систем нефтедобычи. Уфа: Гилем, 1999, 464 стр.

7.Белкин И.М., Виноградов Г.В., Леонов А.И., Ротационные приборы. М.:Машиностроение, 1968, 272 стр.

8. Cross M. Rheology of viscoelastic of fluids: Elasticity determination from tangential stress measurement//J. of colloid and interface science. 1968 Vol. 27 , P 84-90.

9. Саттаров Р.М., Шугаепов Н.А., Буктыбаева С.К. О релаксационных свойствах

некоторых высоковязких нефтей Республики Казахстан. – Нефть и Газ, 2007, № 4,

с. 81 – 88.

refdb.ru

Увеличение нефтеотдачи за счет улучшения реологических свойств пластовых флюидов.

Количество просмотров публикации Увеличение нефтеотдачи за счет улучшения реологических свойств пластовых флюидов. - 275

Много лет в технологии нефтедобычи используется заводнение энергетически истощенных пластов (вторичный метод добычи) как один из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи.При благоприятных физико-геологических условиях данный метод позволяет обеспечить коэффициент нефтеотдачи 0,7. При этом, при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми заиасами (высокая вязкость, малая проницаемость, неоднородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьшаются до 0,3 даже при увеличении кратности промывки до 5-7. При вязкости нефти более 25 мПа*с заводнение становятся малоэффективным.

Баланс остаточных запасов нефти на месторождениях , находящихся на завершающих стадиях разработки, превышает 50%. Эти запасы нефти не бывают извлечены традиционными методами, в связи с этим нефтяники всœе более широко внедряют новые методы нефтеотдачи пластов: гидродинамические, физико-химические,газовые и тепловые. Из названных кратко рассмотрим те методы, которые позволяют увеличить нефтеотдачу за счёт воздействия на реологические свойства пластовой нефти.

Метод перемены направления фильтрационных потоков состоит по сути в том, что закачка воды переносится из одних скважин на другие. При обычном заводнении пластов образуются целики нефти, обойденные фильтрующей водой. Стабильная гидродинамическая обстановка в пласте обуславливает малую подвижность нефти в застойных зонах.При переносœе фронта нагнетания в пласте создаются другие по величинœе и направлению градиенты давления, в результате нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, разрушает пространственную структуру нефти, придавая нефти подвижность, и вытесняет нефть в зоны интенсивного движения воды.

Полимерное заводнение пластов обеспечивает выравнивание вязкости (подвижности) пластовой нефти и вытесняющего агента. Этот прием увеличивает охват пласта гидродинамическим воздействием. Для этого в воде растворяется высокомолекулярный реагент-полиакриломид,который даже при малой концентрации (0,01- 0,1%) повышает вязкость воды до 4 мПа*с. Этот прием исключает условия прорыва воды, обусловленные различием вязкостей чистой воды и нефти. Вместе с тем, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но исвязанную пластовую воду из пористой среды.

Щелочное заводнение нефтяных пластов основано на взаимодействии щелочей (до 0,4% едкого натра, жидкого стекла и др.) с органическими кислотами в составе нефти. В результате образуются ПАВ , снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор. Размещено на реф.рфИз-за низкого межфазного натяжения образуются мелкодисперсные эмульсии типа ʼʼнефть в водеʼʼ, обладающие высокими нефтевытесняющими свойствами. Вместе с тем, наличие щелочи в пластовой воде улучшает проницаемость пласта для активной нефти при насыщенности водой более 70%, когда обычная нефть становится неподвижной.

Заводнение с углекислотой основано на том, что диоксид углерода, растворяясь в нефти, увеличивает ее объём и уменьшет вязкость, а растворяясь в воде, повышает ее вязкость.Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, растворение СО2 в нефти и воде приводит к выравниванию подвижности нефти и воды.Двуокись углерода в воде способствует размыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаютс в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

Увеличение объёма нефти в 1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов, содержащих маловязкую нефть. При вытеснении высоковязкой нефти основным фактором, увеличивающим коэффициент вытеснения, является уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО2.

Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Метод основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой.

Мицеллярные растворы-это коллоидные системы, компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные масло- и водорастворимыми ПАВ. В качестве углеводородной жидкости (до 70%) применяют сжиженный газ, керосин, сырую легкую нефть. В качестве ПАВ (до 10%) применяют сульфонаты, фенолы и др. Размещено на реф.рфЗакачка полимерного раствора вслед за оторочкой мицеллярной композиции предохраняет оторочку от разрушения проталкивающей водой.

Этот метод позволяет практически полностью вытеснить из пористой среды нефть благодаря низкому межфазному натяжению на границе нефть –раствор. Размещено на реф.рфОбладая повышенной и регулируемой вязкостью, эти системы увеличивают охват пластов за счёт сближения подвижностей нефти и вытесняющего ее флюида.

Вытеснение нефти паром и горячей водой используют в пластах с низкой температурой и с высокой вязкостью нефти. Пар нагнетают через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Вокруг нагнетательной скважины образуется зона с температурой до 400 о С, в которой происходит экстракция из нефти легких фракций и перенос их по пласту.

Увеличение нефтеотдачи достигается за счёт снижения вязкости нефти, перегонки ее с паром иэкстрагирования растворителœем. При высокой вязкости нефти (800-1000 мПа*с) охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении.

Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефть которых высокопарафинистаяи пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафинов. В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре 300о С нефть растворяется в воде и практически полностью вытесняется из пористой среды.

Виьросœейсмическое воздействие на призабойную зону добывающих скважин увеличивает нефтеотдачу истощенных пластов. Прохождение сейсмических волн через насыщающую пласт жидкость при достаточной их амплитуде может многократно увеличить скорость фильтрации. Большинство флюидов в малопроницаемых коллекторах обладают пластическими свойствами. Главный эффект воздействия упругих колебаний на пласт состоит в разрушении структуры высокопластичных и вязкоупругих жидкостей, заполняющих поровое пространство продуктивного пласта. В результате пластовые флюиды переходят в другой реологический класс- класс нъютоновских жидкостей.При одновременном использовании нескольких поверхностных и скважинных источников вибрации можно охватывать воздействием весь объём пласта: от призабойных зон до наиболее удаленных зон.

Микробиологическое воздействие на пласт для увеличения нефтеотдачи привлекательно с точки зрения простоты реализации и безопасности для окружающей среды. В пластовых условиях существуют аэробные и анаэробные микроорганизмы, которые используют остаточную нефть в качестве органического субстрата. При этом они продуцируют ряд веществ, увеличивающих нефтеотдачу: углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты, биополимеры и др.

Некоторые аэробные микроорганизмы способны окислять нефть и превращать сложные углеводороды в более простые, обладающие меньшей вязкостью. Анаэробные метанообразующие бактерии увеличивают запасы свободного или растворенного в гефти газа, отчего снижается вязкость и плотность флюидов. Технология микробиологического воздействия должна быть нацелена на активизацию тех микроорганизмов и в тех зонах пласта , которые могут дать наибольший эффект.

referatwork.ru

Реологическое свойство - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Реологическое свойство - нефть

Cтраница 3

Из-за особенностей состава и условий разработки на многих залежах реологические свойства нефти отличаются от свойств ньютоновских жидкостей, нефть ведет себя как неньютоновская система. В пластовых условиях у такой нефти имеют место аномалии вязкости. Суть аномалии вязкости заключается в изменении эффективной вязкости нефти в зависимости от действующего напряжения сдвига пли градиента давления в пористой среде. При напряжениях сдвига меньше предельного динамического напряжения сдвига ( ПДНС) и выше напряжения сдвига предельного разрушения структуры значения вязкости нефти не меняются.  [31]

Неоднократный нагрев нефти с присадкой не снижает влияние присадки на реологические свойства нефти.  [33]

На основании полученных результатов можно провести разграничение влияния компонентов на реологические свойства нефти - одинаковый эффект слабых и сильных кислот на вязкостные характеристики нефти достигается при значительно меньших концентрациях последних.  [34]

Помимо снижения содержания МП в нефти, ПФР также влияют на реологические свойства нефти. В связи с этим было исследовано влияние водных растворов полифункциональных реагентов на изменение реологических характеристик нефти.  [35]

Повышение температуры приводит к изменению всех перечисленных характеристик процесса, улучшая реологические свойства нефти. На рис. 37 и 38 приведены типичные графики зависимости скорости фильтрации от градиента давления для нефтей скв. Из графиков видно, что с повышением температуры угол наклона реологической кривой увеличивается и при высоких температурах она приближается к реологической кривой ньютоновской жидкости. Уменьшается градиент динамического давления сдвига, существенно увеличивается подвижность нефти как при малых, так и при больших градиентах давления. В высокопронидаемых песчаниках величина градиента динамического давления сдвига близка к абсолютному значению погрешности измерений этой величины на установке.  [37]

Проведена также работа [81] по оценке влияния переменного магнитного поля на реологические свойства неныотонов-ских нефтей. Были рассмотрены асфальтено-смолистые нефти, для которых сняты кривые течения Q Q ( АР) - зависимость объемного расхода от перепада давления - в поле и без поля.  [38]

Одним из важнейших факторов, влияющих на эффективность разработки продуктивных пластов являются реологические свойства нефтей.  [39]

Климатические условия нашей страны и огромная протяженность нефтепроводов заставляют обратить особое внимание на реологические свойства нефтей, а также методы их контроля и регулирования.  [40]

ККМ - Это имеет, возможно, особенно большое значение для месторождений с резко выраженными реологическими свойствами нефти.  [41]

Таким образом, депрессаторы могут оказывать двойное действие: ингибируют парафиновые отложения и изменяют реологические свойства нефти.  [42]

Практика добычи, транспортировки и переработки нефтей давно выявила специфичность влияния смолисто-асфальтеновых компонентов на реологические свойства нефти в целом. В данном случае имеются в виду не только вязкостные свойства, но также ярко выраженное влияние смолисто-асфальтеновых компонентов на возникновение устойчивых эмульсий нефти с водой.  [43]

Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти.  [44]

Следует отметить, что применение ингибиторов парафиноотложений одновременно с применением депрессаторов в ряде случаев ухудшает реологические свойства нефтей.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

состав для обезвоживания, обессоливания и улучшения реологических свойств нефти - патент РФ 2259386

Изобретение относится к подготовке нефти к переработке, в частности к составу для обезвоживания и обессоливания нефти и разрушения водонефтяных эмульсий, а также для улучшения реологических свойств при транспортировке по трубопроводам. Указанный состав содержит неионогенный деэмульгатор в виде блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля со средней молекулярной массой 4300, отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля, включающий (мас.%) метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0 и растворитель при следующим соотношении компонентов, мас.%: блоксополимер окисей этилена и пропилена 15,0-55,0; отгон производства 5,0-75,0; растворитель, предпочтительно метанол, до 100,0. Технический результат - повышение эффективности обезвоживания и обессоливания нефти, а также улучшение реологических свойств транспортируемой нефтяной продукции. 2 табл., 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2259386

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано для обезвоживания и обессоливания нефти, а также при внутритрубной деэмульсации нефти для улучшения реологических свойств продукции скважин и предварительного сброса пластовой воды.

Известен неионогенный деэмульгатор, содержащий блоксополимеры окисей этилена и пропилена на основе этиленгликоля и пропиленгликоля-Реапон-4В (см.1. ТУ 6-55-54-91).

Недостатком этого деэмульгатора является низкая деэмульгирующая эффективность при разрушении высоковязких нефтей угленосного горизонта, а также нефтей, содержащих механические примеси. Реапон-4В незначительно улучшает реологические свойства перечисленных видов нефтяной продукции.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефтяной эмульсии, содержащий 50-55%-ный водно-метанольный раствор неионогенного блоксополимера окисей этилена и пропилена-Реапон-4В и полигликолевую смолу - отход производства этиленгликолей и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: 50-55%-ный водно-метанольный раствор неионогенного блоксополимера окисей этилена и пропилена 70-82; отход производства этиленгликолей-полигликолевая смола 7-17; вода - остальное, (см.2. Патент РФ №2091435, БИ №27, 27.09.97.)

Недостатком данного композиционного сочетания реагентов является то, что в этой смеси используется нестабильный по составу и молекулярно-массовому распределению отход производства этиленгликолей - полигликолевая смола. Из-за этого существенно могут ухудшаться как поверхностно-активные, так и реологические параметры приведенного состава.

Наиболее близким предлагаемому изобретению является состав для обезвоживания и обессоливания нефти, содержащий неионогенный деэмульгатор - блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля с молекулярной массой 4300 и растворитель (метанол). Состав дополнительно включает кубовый остаток производства бутиловых эфиров моноэтиленгликоля и диэтиленгликоля, мас.%: моноэтиленгликоль 0,5-4,0, диэтиленгликоль 0,5-4,0, бутиловый эфир моноэтиленгликоля 1,5-13,0, бутиловый эфир диэтиленгликоля 9,5-75,0, смесь бутиловых эфиров три-, тетра- и пентаэтиленгликолей 0,5-4,0. Соотношение компонентов в составе, мас.%: блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля 15,0-50,0; кубовый остаток 5,0-40,0; растворитель (метанол) до 100,0. (см.3. Патент РФ №2197513, БИ №3, 27.01.2003.).

Задачей изобретения является повышение эффективности состава для обезвоживания и обессоливания нефти и расширение ассортимента эффективных ПАВ-реагентов для обезвоживания и обессоливания нефти, а также улучшения реологических свойств транспортируемой продукции.

Поставленная задача решается составом для обезвоживания, обессоливания и улучшения реологических свойств нефти, содержащим неионогенный деэмульгатор типа блоксополимера окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля со средней молекулярной массой 4300 и растворитель. Причем он дополнительно содержит отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля, включающий (мас.%) метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0 при следующим соотношении компонентов, мас.%:

Блоксополимер окисей этилена и пропилена 15,0-55,0
Отгон 5,0-75,0
Растворитель до 100,0

Характеристики используемых веществ:

Блоксополимер окиси этилена и пропилена, например, на основе гликолей - Реапон-4В: Н(С2Н4O)n(С3Н 6О)nОАО(С3Н6О)m (С2Н4O)nН, где А=-С2 Н4-или -С3Н6-, n=14-16, m=24-27 с молекулярной массой 4300; массовая доля основного вещества 55±5%; кинематическая вязкость при 0°С 40 мм2 /c; температурные пределы посветления раствора концентрации 100 г в водном растворе NaCl 50-60°C; температура застывания не выше минус 50°С (см.1. ТУ 6-55-54-91).

Отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля (см.4. ТУ 6-14-09-02-82), включающий, мас.%: метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0. Показатель преломления n20=1,4; плотность =0,950-1,000; кинематическая вязкость 20=6-10 мм2/с.

Состав готовят простым смешиванием компонентов.

Пример конкретного приготовления 1 г. состава: к 0,40 г блоксополимера окисей этилена и пропилена прибавляют 0,25 г отгона и добавляют 0,35 г растворителя.

Из полученного состава готовят 1%-ный водный раствор и определяют его деэмульгирующую эффективность.

Определение деэмульгирующей эффективности состава провели на искусственных эмульсиях сернистых нефтей Чеканского месторождения с обводненностью 30 мас.%. (см. табл.1).

В эмульсии дозируют испытуемый состав, смесь встряхивают на лабораторном встряхивателе в течение 10 мин при температуре 55-60°С. Затем термостатируют в течение 2 часов при 60°С и измеряют количество выделившейся воды из нефти в динамике.

Определение остаточного содержания воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.

Сернистая нефть Чеканского месторождения содержит значительное количество смол и асфальтенов, которые являются вязкими, высококонденсированными полярными веществами, способными образовывать ассоциаты в нефти. Содержащиеся в нефти механические примеси и высокоплавкие парафины при понижении температуры образуют кристаллические структуры, на которых адсорбируются асфальтены и смолы. Этим объясняется крайняя трудность разрушения подобных водонефтяных эмульсий известными деэмульгаторами. Для эффективной работы новый композиционный деэмульгатор должен обладать значительным смачивающим действием. Оценка смачивающей способности заявляемого состава проводится измерением краевого угла смачивания по проекции капли на поверхности асфальтосмолистых соединений и парафинов (см. табл.2). Краевой угол смачивания измеряется при 20°С в динамике после формирования капли через 1 минуту после нанесения капли на подложку. Реагенты используются в виде 1%-ных водных растворов и наносятся на испытуемую поверхность микрообъемом 7 мкл. Из результатов экспериментов видно, что водные растворы заявляемого композиционного состава лучше смачивают поверхность асфальтосмолистых соединений и парафинов (т.е. имеют меньший краевой угол смачивания) по сравнению с деэмульгатором Реапон-4В.

Реологические исследования проводят на ротационном вискозиметре "Реотест-2" с коаксиальным измерительным устройством. Определяют зависимость изменения динамической вязкости (, мПа·с) водонефтяной эмульсии при добавлении заявляемого состава от скорости сдвига (Dr, с-1) при различных температурах (t, °C) (чертеж).

Анализ полученных результатов показывает, что использование заявляемого состава позволяет осуществлять эффективное обезвоживание и обессоливание нефти, а также улучшает реологические свойства нефтяной продукции.

Таблица 1Деэмульгирующая эффективность составов (дозировка 100 г/т) при деэмульсации водонефтяной эмульсии сернистой нефти Чеканского месторождения (обводненность 30%) при t=60°C
Реагент Количество выделившейся воды, мл в течение времени отстоя, мин Остаточное содержание воды в нефти, % мас.Остаточное содержание солей в нефти, мг/л
102030 6090 120
Реапон-4В 42,549,4 51,654,8 55,555,8 1,820
прототип
13:75:1262,5 67,469,0 70,972,2 73,56,1 46
26:50:24 75,681,5 83,186,0 87,989,8 2,920
40:25:3580,1 87,389,5 91,192,1 92,81,2 18
заявляемый состав
13:75:1264,5 69,470,0 71,073,2 74,8 4,926
26:50:2477,4 83,285,8 88,789,7 90,31,5 18
40:25:35 80,688,4 90,691,9 92,392,9 1,219
Таблица 2Экспериментальные данные измерений краевого угла смачивания водными растворами заявляемого состава
Реагент Краевой угол смачивания, град в зависимости от времени начала эксперимента, мин
1 23 4 5
на поверхности асфальтосмолистых соединений
Реапон-4В 4943 3931 25
заявляемый состав
13:75:12 3729 2013 5
26:50:24 3527 1911 4
40:25:35 3124 178 1
на поверхности парафинов
Реапон-4В 5855 5247 44
заявляемый состав
13:75:12 4133 2312 2
26:50:24 3528 2115 7
40:25:35 3829 2217 10

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Состав для обезвоживания, обессоливания и улучшения реологических свойств нефти, содержащий неионогенный деэмульгатор - блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе моноэтиленгликоля со средней молекулярной массой 4300 и растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит отгон производства метилового эфира диэтиленгликоля, включающий мас.%: метиловый эфир этиленгликоля 20,0-40,0, метиловый эфир диэтиленгликоля 40,0-60,0, метанол 2,0-5,0, воду 15,0-18,0 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Блоксополимер окисей этилена
и пропилена15,0-55,0
Отгон5,0-75,0
Растворитель (метанол) До 100,0

www.freepatent.ru