По разным оценкам, мировые запасы тяжелых нефтей и природных битумов составляют от 790 млрд тонн до 1 трлн тонн, что в 5–6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости. В России запасы тяжелой нефти составляют около 30 % от общего объема нефтяных резервов (6–7 млрд т) [7].
В настоящее время около 90 % нефтедобывающих скважин разрабатываются на режиме заводнения. Добываемые нефти содержат значительное количество воды, что приводит к образованию водонефтяных эмульсий, а при добыче тяжелой нефти – особенно стойких. Компоненты пластовой воды создают дополнительные проблемы при транспортировке, хранении и переработке нефти: способствуют повышению температуры застывания нефти, увеличению вязкости, вызывают активное образование асфальтосмолопарафиновых отложений, коррозию транспортного и нефтеперерабатывающего оборудования [6].
Основной задачей при добыче обводненных нефтей является выбор и применение наиболее целесообразного метода разделения водонефтяной эмульсии. Рациональность методов определяется с помощью таких качественных показателей, как понижение температуры застывания нефти, уменьшение вязкости, возможность полного отделения воды, максимальная простота метода и оборудования, экономичность процесса [10].
Для разрушения водонефтяных эмульсий традиционным методом считается термохимический [9], при котором применяются специальные деэмульгаторы [1, 8]. Несмотря на высокую эффективность деэмульгаторов в разрушении водонефтяных эмульсий, данный метод характеризуется относительной дороговизной и экологической небезопасностью. Кроме того, эффективность действия добавки существенно зависит от углеводородного состава исходного сырья, и часто реагенты, применяемые для легких и средних нефтей, не показывают аналогичной эффективности для тяжелых нефтей. В качестве альтернативы активно исследуется применение физических воздействий [2–4, 11–13] или их комбинаций с реагентами [5].
Из плюсов физических методов стоит отметить их экологическую безопасность и неинвазивность, по сравнению с химическими. Проводятся научные исследования, промысловые испытания, посвященные влиянию акустических полей на структурно-механические свойства нефтей различного состава, устойчивость водонефтяных эмульсий.
В данной работе приведены экспериментальные результаты, которые демонстрируют изменение микроструктуры и вязкости водонефтяной эмульсии высоковязкой нефти (ВВН) после воздействия ультразвуком.
Исследуемая нефть застывает при плюс 6 ℃, плотность при 20 ℃ равна 871 кг/м3. ВВН содержит 79,8 % масс. масел (в том числе парафинов 8,9 % масс.), 16,9 % масс. смол и 3,3 % масс. асфальтенов.
Эмульсию, содержащую 30 % масс. дистиллированной воды, готовили с использованием верхнеприводной механической мешалки в течение 10 мин при 1500 об/мин. Свежеприготовленную эмульсию массой 50 г обрабатывали ультразвуком при частоте поля 22 кГц и переменной интенсивности поля, составляющей 2, 6 и 18 Вт/см2 при комнатной температуре. Ультразвуковую обработку (УЗО) проводили в течение 2 и 5 мин в непрерывном режиме и импульсном режиме. Один цикл импульсного режима включал 5 с работы и 5 с покоя. Всего таких циклов было 5. Устойчивость эмульсий оценивали методом «bottle–test» при комнатной температуре. Микроструктуру эмульсий исследовали с использованием оптического микроскопа Axio Lab.A1 (Carl Zeiss) в проходящем свете при увеличении до 400 раз.
Исследуемая эмульсия нефти изначально является достаточно устойчивой. Как для исходной, так и для эмульсий, обработанных ультразвуковым полем, не наблюдалось формирования четко выраженного водного слоя. Исходная и обработанная ультразвуком эмульсии оставались устойчивыми в течение 7 суток. Нижний слой эмульсии после воздействия ультразвука представлял собой множественную эмульсию, состоящую из крупных капель воды и нефтяных гелеподобных включений (рис. 1).
Проведен дисперсионный анализ микрофотографий эмульсий. На рисунке 2 приведены микрофотографии исходной и некоторых обработанных ультразвуком эмульсий. На основании массива данных из 300 капель воды построены дифференциальные кривые распределения частиц по размерам (рис. 3) и определены средний размер капель, дисперсность и положение максимума кривой распределения капель воды по размерам (рис. 3, табл. 1). В эмульсиях, обработанных в течение 2 мин при 2, 6 и 18 Вт/см2 в непрерывном и импульсном режимах, средний размер капель воды и их дисперсности практически не изменяется по сравнению с исходной эмульсией (рис. 2, табл. 1). Обработка полем 18 Вт/см2 в течение 5 мин приводит к агрегации первичных капель, максимум распределения сдвигается на 23 мкм в область более крупных капель (рис. 2).
Влияние режима УЗО на вязкость эмульсий исследовали с использованием ротационного вискозиметра Haake NN (ThermoScientific). На рисунке 4 приведены зависимости динамической вязкости эмульсий от скорости сдвига при температуре 25 ℃. Вязкость эмульсии, обработанной ультразвуком низкой интенсивности (2 Вт/см2), выше вязкости исходной нефти, и этот прирост вязкости больше при увеличении продолжительности УЗО и проведении обработки в импульсном режиме (рис. 4а). Особенно заметен рост вязкости в области малых скоростей сдвига. При интенсивности поля 6 Вт/см2 вязкость увеличивается только после 2 мин УЗО (рис. 4б). Обработка в импульсном режиме при интенсивностях 6 и 18 Вт/см2 приводит к снижению вязкости. Значительное уменьшение вязкости эмульсии наблюдается после обработки в непрерывном режиме при интенсивности поля 18 Вт/см2 в течение 5 мин (рис. 4в).
Заключение
Ультразвуковая обработка водонефтяной эмульсии высоковязкой высокопарафинистой нефти способствовала изменению ее микроструктуры и вязкости. После УЗО при интенсивности поля 6 и 18 Вт/см2 наблюдалось увеличение среднего размера капель, а максимум распределения капель воды по размерам сдвигался в область более крупных капель за счет коалесценции более мелких. Заметное уменьшение вязкости эмульсии наблюдалось только после ультразвуковой обработки полем интенсивностью 18 Вт/см2 в течение 5 мин. Обработка полями меньшей интенсивности (2 и 6 Вт/см2) приводила к увеличению вязкости эмульсии. Все эмульсии, как исходная, так и обработанные ультразвуком, характеризовались высокой седиментационной устойчивостью: в течение 7 дней не наблюдалось расслоения на водную и нефтяную фазы.
Работа выполнена в рамках государственного задания ИХН СО РАН, финансируемого Министерством науки и высшего образования Российской Федерации.
Литература
1. Акберова, А.Ф. Интенсификация процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий с использованием новых эффективных композиционных деэмульгаторов / А.Ф. Акберова // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 2. – С. 68–73.
2. Волкова Г.И. Влияние ультразвуковой обработки на разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий / Г. И. Волкова, Н. В. Юдина // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 92–98.
3. Кухарева Е.В. Влияние магнитного поля на структурно-реологические характеристики смолистых нефтей и их эмульсий / Е.В. Кухарева, Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина // Химия в интересах устойчивого развития. – 2023. – Т. 31. – № 1. – С. 110–117.
4. Лоскутова Ю.В. Влияние условий низкочастотного акустического воздействия на стабильность водонефтяных эмульсий нефти Игнялинского месторождения / Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина // Химия в интересах устойчивого развития. – 2020. – Т. 26. – № 3. – С. 266–272.
5. Лоскутова Ю.В. Разрушение водонефтяной эмульсии при совместном воздействии низкочастотного акустического поля и деэмульгатора / Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина // Нефтехимия. – 2022. – Т. 62. – № 2. – С. 231–240.
6. Маркин А.Н. Нефтепромысловая химия: практическое руководство / А.Н. Маркин, Р. Э. Низамов, С.В. Суховерхов – Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.
7. На трудноизвлекаемые запасы приходится 30 % добываемой в России нефти // Информационное агентство «Интерфакс» [Электронный ресурс]. – Электрон. дан. – М., 1999–2024. – Режим доступа: https://www.interfax.ru/business/942404 – Дата обращения: 29.01.2024.
8. Прозорова И.В. Влияние ингибирующей присадки на структурно-механические характеристики водонефтяных эмульсий различного состава / И.В. Прозорова, Н.А. Небогина, Н.В. Юдина // Химия в интересах устойчивого развития. – 2021. – Т. 29. – № 2. – С. 182–189.
9. Рзаев А.С. Моделирование процессов образования и разрушения эмульсии при термохимической подготовке нефти / А.Г. Рзаев, Г.И. Келбалиев, Г.Р. Мустафаева, З.С. Расулов //Химия и технология топлив и масел. – 2018. – № 3 (607) – С. 7–14.
10. Хрисониди, В.А. Современные методы разрушения водонефтяных эмульсий / В.А. Хрисониди, В.А. Струева // The Scientific Heritage. – 2020. – № 50–3 (50). – С. 38–41.
11. Antes F. G. Feasibility of low frequency ultrasound for water removal from crude oil emulsions / F. G. Antes, L. O. Diehl, J. S. F. Pereira, R. C. L. Guimarães, R. A Guarnieri, B. M. S. Ferreira, V. L. Dressler, E. M. M. Flores // Ultrason. Sonochem. – 2017. – V. 35. – P. 541–546.
12. Atehortúa C. M. G. Water-in-oil emulsions separation using an ultrasonic standing wave coalescence chamber / C. M. G. Atehortúa, N. Pérez, L. O. V., M. A. Andrade // Ultrason. Sonochem. – 2019. – Vol. 57. – P. 57–61.
13. Romanova Y. N.Application of ultrasonic treatment for demulsification of stable water-in-oil emulsions / Y.N. Romanova, T.А. Maryutina, N.S. Musina, B. Y. Spivakov // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – Vol. 209. – P. 109977.
