Образование водонефтяных эмульсий при добыче и транспортировке нефти происходит при постоянно меняющейся температуре нефтяного потока и может сопровождаться повышением вязкости нефти и выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Важным показателем высокопарафинистой нефти является температура нефтяного потока, определяющая различные структурные состояния надмолекулярных образований из парафинов, асфальтенов, смол и влияющая на реологические свойства. В статье рассмотрены результаты исследований реологических свойств и процесса осадконакопления водонефтяных эмульсий, сформированных при различных температурах. Объектами исследования являлись искусственно приготовленные при температурах 10, 20, 40 и 60 °С эмульсии с объемным содержанием воды от 5 до 40 %. Показано, что вязкость, температура застывания и осадконакопление водонефтяных эмульсий зависят от условий их формирования и степени обводненности. Установлено, что на изменение реологических свойств эмульсий, образованных при температуре 10 и 20 °С, большее влияние оказывает содержание воды, чем температура формирования. Температура застывания эмульсий практически не меняется, а значения динамической вязкости повышаются с увеличением содержания воды почти в 2 раза. Температура формирования 40 и 60 °С значительно влияет на реологические свойства эмульсий. Эмульсии, образованные при температуре 40 °С, характеризуются максимальными температурами застывания, количеством АСПО и вязкостью во всем температурном диапазоне. Повышение температуры формирования и обводненности эмульсий приводит к образованию в нефтяной системе прочной надмолекулярной структуры, что повышает температуру застывания, динамическую вязкость, энергию активации вязкого течения и смещает фазовые переходы в более высокотемпературную область. Для ингибирования АСПО использована присадка К-210 на основе упорядоченного амфифильного азотсодержащего полимера. Депрессорный эффект присадки снижается с увеличением массового содержания воды в эмульсиях. Максимальный депрессорный эффект характерен для образцов эмульсий с температурой формирования 10-20 °С и массовым содержанием воды 10 %. Формирование ассоциированных комплексов с участием присадки препятствует созданию разветвленной структуры в нефтяной дисперсной системе, что снижает ее вязкостно-температурные характеристики и упрощает ее прокачку.
Список литературы
1. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. – М.: Техника, 2000. – 336 с.
2. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафазов, В.В. Шайдаков [и др.]. – Уфа: Монография, 2003. – 302 с.
3. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. – 324 с.
4. Well-defined alkyl functional poly(sterene-co-maleic anhydride) architectures as pour point and viscosity modifiers for lubricating oil / G. Moriceau, D. Lester, G.S. [et al.] // Energy&Fuels. – 2019. – No. 33 (8). – P. 7257–7264.
5. Poly(alkyl (meth)acrylate) depressants for paraffin oils / O.A. Kazantsev, G.I. Volkova, I.V. Prozorova [et al.] // Petroleum Chemistry. – 2016. – No. 56. – P. 68–72.
6. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. – М.: Химия, 1990. – 237 с.
7. О механизме действия ингибиторов парафиновых отложений / С.Г. Агаев, Е.О. Землянский, А.Н. Гребнев, А.Н. Халин // Материалы всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». – Т 1. – 2007. – С. 219–222.
8. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Нефтяные нанотехнологии – преодоление стереотипов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – №8. – С. 12–15.
9. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Влияние асфальтенов на термические свойства нефтяных и битумных эмульсий // Химия и технология топлив и масел. – 2002. – № 6. – C. 26–29.
10. Энергетика гидромеханического разрушения структуры высокопарафинистых нефтей / В.П. Выговской, В.А. Данекер, С.В. Рикконен, А.И. Теплов // Автоматизация и информационное обеспечение технологических процессов в нефтяной промышленности. Сб. ОАО НПФ «Геофит» ВНК / под ред. А.К. Хорькова. – 2002. – Т. 2. – С. 224–229.
11. Лоскутова Ю.В., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Расчет энергетических параметров гидромеханического разрушения структуры нефтей // Сб. Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа. Материалы III Всероссийской научно-практической конференции. – Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2004. – С. 235–237.
12. Effect of ammonium-containing polyalkylacrylate on the rheological properties of crude oils with different ratio of resins and waxes / I.V. Litvinets, I.V. Prozorova, N.V. Yudina [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – No. 146. – P. 96–102.
13. Effect of emulsion characteristics on wax deposition from water-in-waxy crude oil emulsions under static cooling conditions / Y. Zhang, J. Gong, Y. Ren, P. Wang // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 1146–1155.
