книги из ГПНТБ / Бабалян, Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти

Было исследовано влияние на коалесценцию капель углеводо­ родной жидкости (смесь цетана с декалином) отдельных фрак­ ций смол, выделенных из дизельного топлива арланской нефти. Опыты проводили по методике П. А. Ребиндера и Е. Е. Венстрем с одинаковыми по размеру каплями, для чего использовались

различные по диаметру капилляры. В целом под действием смол значительного замедления коалесценции не наблюдается. Капли коалесцируют в пределах 10 с.

По описанной методике провели определение времени коалес­ ценции для капель бакинских нефтей, содержащих, помимо смол, нафтеновые кислоты, и для капель трансформаторного масла в пластовой щелочной, морской и дистиллированной воде. В пласто­ вой воде, содержащей соли нафтеновых кислот, время коалеоцен-

100

дни было больше, чем в остальных водах. Особенно большим оно оказалось для некоторых высокоактивных нефтей (в 10 и более раз). В остальных водах время коалесценции капель нефтей мало отличалось от времени коалесценции дибутилфталата и исчисля­ лось максимум несколькими десятками секунд.

По указанной методике опыты проводились и с восточными нефтями, содержащими асфальтены и смолы. Изучалась коалесценция капель, выходящих из капилляров диаметром 0,425, 0,465, 0,500, 0,550 и 0,600 мм.

С уменьшением диаметра капилляра, т. е. размера капли, время коалесценции возрастает экспоненциально, однако не превышает нескольких секунд. Диаметр наименьшего капилляра (0,425 мм) в 20—30 раз больше, чем средний размер пор нефтеносных песча­ ных коллекторов. Очевидно, что в условиях порового пространства капли будут иметь размеры, исчисляющиеся несколькими микро­ нами, и время их коалесценции как с пленочной, так и со свобод-

101

ной нефтью будет больше, причем оно будет зависеть от типа воды и нефти. Увеличение времени коалесценции с уменьшением размеров капель нефти объясняется, по-видимому, уменьшением силы, прижимающей каплю к границе раздела фаз. Для нефтей время жизни капель в 5—12 раз больше, чем для керосина. В целом же время коалесценции находится в пределах от 1 до 35 с.

Было проведено исследование влияния на коалесценцию водо­ растворимого ПАВ (ОП-10). Добавка 0,05% его увеличивает время жизни капли в несколько раз.

При исследовании коалесценции капель воды в нефти наблю­ дали, как капля воды, выжатая в углеводородной жидкости из капилляра, падала на раздел нефть — вода и коалесцировала с ней. Коалесценция в керосине мало зависит от минерализации воды. С увеличением размера капли время коалесценции возрас­ тает, с повышением температуры — убывает (рис. 44). Каплю пластовой воды образовывали с помощью микробюретки, нижний конец которой был погружен в слой нефти на глубину 10 мм. Капля образовывалась за 30—40 с. Объем ее во всех случаях был равен 0,05 см3.

По этой же методике была определена зависимость времени коалесценции капли этой же пластовой воды от времени форми­ рования пограничного слоя на плоской границе раздела нефть — пластовая вода, нефть — дистиллированная вода и нефть — рас­ твор неионогенного ПАВ (4411) различной концентрации (рис. 45). Наиболее сильно время формирования слоя влияет на коалесцен­ цию при дистиллированной воде. При добавке в воду ПАВ свыше

102

0,01 % время формирования не влияет на коалесцекцию. Последнее обстоятельство является весьма важным для различных техноло­ гических процессов, в частности для деэмульсации нефти, приме­ нения эмульсий в технологических процессах добычи нефти, буре­ ния и т. д.

Наблюдения за коалесценцией глобул воды в нефтяной эмуль­ сии проводились и под большим универсальным поляризационным микроскопом МП-3 лабораторного типа. При наблюдении приме­ няли окуляры: широкоугольный Гюйгенса с увеличением в 6 раз, имеющий шкалу, и ортоскопический с увеличением в 12,5 раза. Объектив с увеличением в 60 раз имел апертуру 0,85. При фото­ графировании было выбрано увеличение в 360 раз. В опытах ис­ пользовали обыкновенные предметные стекла без углублений.

Методика приготовления эмульсий сводилась к следующему: 100 см3 нефти и 10 см3 пластовой или пресной воды взбалтывали вручную в делительной воронке в течение 0,5 ч. Затем эмульсия отстаивалась в течение 24 ч. После этого нефть декантировалась, осевшие глобулы воды отмывались полностью от остаточной нефти керосином или вазелиновым маслом. Приготовленная таким обра­ зом гидрофобная эмульсия наносилась стеклянной палочкой на предметное стекло.

Растворы ОП-10 в пресной воде приготовлялись следующих концентраций: 0,05, 0,005 и 0,0005%. В одних случаях эмульсию и раствор ОП-10 наносили на предметное стекло отдельно, так что раствор контактировал с эмульсией на границе раздела, в других — раствор ОП-10 добавляли в эмульсию, которую после перемешивания с ним наносили на предметное стекло. В послед­ нем случае достигалось более полное контактирование раствора ОП-Ю с эмульсией. Опыты вели при комнатной температуре. Наводка микроскопа обеспечивала наблюдение за взвешенными в керосине глобулами воды, в поле зрения не попадали только глобулы, прилипшие к стеклу.

Для опытов использовали туймазинскую девонскую нефть, арланскую нефть нижнего карбона, т. е. нефти, содержащие смо­ лы и асфальтены при отсутствии органических кислот и пластовой воды. Глобулы воды, отмытые керосином от туймазинской нефти (0,01—0,06 мм), оказались меньше глобул воды, отмытых от арланской нефти (0,03—0,12 мм). При отмывке глобул воды от арланской нефти неполярным вазелиновым маслом размеры их почти не отличались от размеров глобул, отмытых керосином. Дифракционные кольца в последнем случае выражены более резко. Сохранность глобул воды при отмывке их от нефти керосином и маслом указывает на то, что адсорбционный слой продолжает препятствовать коалесценции и не смывается полностью с поверх­ ности глобул.

При добавке ОП-10 в эмульсию арланской нефти происходит деформация глобул воды, что является, видимо, следствием не­ равномерного распределения ПАВ на их поверхности. При столкно-

103

вении глобул они коалесцируют в соответствии с описанным выше механизмом. ПАВ вытесняют с поверхности глобул воды адсорб­ ционный слой, состоящий преимущественно из асфальтенов.

Коалесценция глобул воды после отмывки их вазелиновым

15 мин. Глобулы, коалесцируя, увеличивались в размере, в резуль­ тате чего вода отделялась от керосина.

При вводе раствора ОП-Ю непосредственно в каплю керосина, содержащую глобулы воды, наряду с коалесценцией наблюдался самопроизвольный распад отдельных глобул.

Время полной коалесценцин всех глобул воды в эмульсин туймазинской (кривая /) и арланской (кривая 2) нефтей, отмытых керосином, зафиксированное путем наблюдений под микроскопом при различных концентрациях ОП-Ю, приведено на рис. 47. Поле

1-04-

наблюдения во всех случаях было одинаковым. При концентра­ циях 0,05% время разрушения туймазинской и арланской эмульсий почти одинаково. При малых концентрациях время разрушения для первой эмульсии значительно меньше, чем для второй. Это,, видимо, связано как с размерами глобул, так и со свойствами адсорбционных слоев на их поверхности. Адсорбционные слои на поверхности глобул воды в туймазинской нефти меньше противо­ действуют коалесценции, чем в арланской.

В результате проведенных опытов можно сделать следующий вывод. Явления коалесценции глобул воды в нефти или,наоборот, глобул нефти в воде в поровом пространстве могут привести к'выпаданию асфальтенов в свободный объем нефти. Эти асфаль­ тены, как известно, полностью не переходят в раствор. Будучи в объемной фазе, они легко могут адсорбироваться твердой по­ верхностью и снижать таким образом проницаемость породы как для нефти, так и для воды. Поэтому необходимо применять ПАВ, которые препятствовали бы образованию гидрофобной эмульсии в пласте и интенсивной коалесценции капель нефти в воде.

Наряду с указанными исследованиями были проведены также исследования [9] методом скоростной микрокиносъемки с целью определения скорости коалесценции при соприкосновении глобул воды в эмульсии. Пределы увеличения микроскопа находились в интервале от 220 до 550. Киносъемка проводилась при скоростях 950, 750 и 1500 кадров в секунду. Чтобы во время съемки проис­ ходила интенсивная коалесценция капель, к эмульсии добавляли ПАВ и дополнительно применяли переменное электрическое поле с градиентом напряжения 500—1000 в/см, частотой от 500 до 20 000 гц после достижения рабочей скорости кинокамеры СКС-1М. Постоянное электрическое поле не применялось, так как капли начинали двигаться по направлению к электродам, что приводило к быстрому исчезновению их из поля зрения микроскопа.

На рис. 48 показаны кинокадры, полученные в опытах с 20%-ной (содержащей 20% воды) эмульсией с добавкой ПАВ 4411.

в момент подключения переменного электрического поля. К на­ чалу коалесценции (кадр, соответствующий 1/600 секунды) рас­ стояние между ними становится менее 5 ірк. Время коалесценции капель 1 и 2 при этом расстоянии не более 1/600 секунды, приобре­ тение же каплей сферической формы занимает 1/100 секунды. При просмотре последующих кадров колебательных движений этой капли обнаружить не удалось (возможно, в связи с очень боль­ шой частотой их из-за малых размеров капли). Как видно, при подключении переменного электрического поля коалесцируют не все капли, а лишь некоторые из них. Аналогичные съемки с часто­ той 1500 кадров в секунду показали, что для капель размерами до 10 мк время достижения сферической формы при коалесценции составляет менее 1/200 секунды.

105'

Под действием электрического поля процесс коалесценции про­ текает следующим образом. Вначале капли выстраиваются в коагуляционные цепочки, после чего начинается отжатие ими

Рис. 48. Кинограмма коалесценшш глобул воды и нефти.

разделяющего их диэлектрика— нефти. Наблюдения показали, что под действием постоянного электрического поля капли хотя и выстраиваются в цепочки, но коалесцируют медленно, под дейст­ вием же переменного электрического поля они совершают коле­ бательные движения и быстро коалесцируют.

106

При рассмотрении кинокадров было установлено, что время коалесценции и приобретения после этого каплей сферической формы уменьшается с уменьшением размеров капель.

Наблюдения на месторождении Туймазы показали, что при от­ стое на устье фонтанных скважин эмульсия со значительным содержанием воды выделяет некоторую часть ее даже без подо­ грева. В пробах эмульсий с содержанием воды до 10% отстой воды не наблюдался даже и при подогреве до 70° С. При образо­ вании такой эмульсии в пласте, например в призабойной зоне, эффективность обработки может быть мала, если температура подогрева будет недостаточно высокой.

Пробы эмульсий после штуцера, при содержании воды до 35% также не отстаиваются при подогреве (см. табл. 19). Отстой воды происходит лишь при содержании ее 60% и более. Таким образом, пробы эмульсий с содержанием воды до 10%, отобранные до шту­ цера, обладают высокой устойчивостью, пробы же, содержащие 60—70% воды, менее стойки. Прохождение через штуцер сильно повышает дисперсность эмульсии и ее стойкость. Данные о раз: мерах глобул воды в эмульсии до и после штуцера в скв. 336 и 1269 показывают, что суммарная поверхность глобул в единице объема эмульсии возрастает после штуцера в 6—8 раз.

Скважины, оборудованные погружными электронасосами, имели относительно высокую обводненность (свыше 30%) и, не­ смотря на это, полученные из них эмульсии обладали высокой устойчивостью к разрушению: вода не отстаивалась как без подо­ грева, так и при подогреве. Дисперсность эмульсий из скважин, оборудованных погружными электронасосами, с содержанием воды до 30—40% мало отличается от дисперсности эмульсий, взятых до штуцера фонтанных скважин, с содержанием воды до 8%.

Механическая прочность пограничных слоев и реологические свойства эмульсий

На процесс коалесценции глобул воды в нефти как в поровом пространстве, так и при совместном движении нефти и воды в трубах значительное влияние оказывает механическая прочность пограничных слоев.

А. А. Трапезников [92] исследовал структурно-механические свойства адсорбционных слоев в области разрушения структур и установил зависимость предела прочности Рг (по сдвигу) от ско­ рости наложения нагрузки для границы раздела нефть — вода.

Влияние различных факторов на величину Рг для указанной границы раздела исследовалось [101] на видоизмененном приборе СНС-2 для определения предельного напряжения сдвига глини­ стых растворов. Прибор представляет собой вариант прибора Шведова, где для замера возникающих нагрузок используются упругие свойства нити подвеса диска. Предельное значение угла закручивания ф и определяет предел прочности пограничного

107

слоя Рг. Было установлено, что на величину Р,- не влияют диаметр внешнего сосуда и материалы диска и сосуда. Исследования про­ водились с нефтями и пластовыми водами различных месторожде­ ний Башкирии, а также с растворами арланской нефти в очищен­ ном керосине при разных концентрация^. Пластовые воды были взяты жесткие, высокоминерализованные (рН = 4ч-6,8).

С увеличением времени контакта нефти с водой (дистиллиро­ ванной и пластовой) наблюдалось снижение поверхностного на­ тяжения и последующая его стабилизация.

Поскольку нефти содержат в тех или иных количествах асфальто-смолистые вещества, т. е. являются коллоидными раство­ рами, то, следовательно, они обладают определенной величиной предельного напряжения разрушения по сдвигу Р'г. Величина его

при прочих равных условиях должна, очевидно, зависеть от вре­ мени старения раствора нефти. На рис. 49 приведена зависимость Ртот времени старения для трех нефтей.

Исследования показали, что значения Р'г для нефтей не вы­

ходят за пределы 1,45 дин/см. С течением времени они возрастают и стабилизируются. Время стабилизации для легкой шкаповской нефти (горизонта Діѵ) больше, чем для более тяжелой (гори­ зонта Ді).

Для некоторых из этих нефтей был определен предел проч­ ности пограничного слоя Рг на границе с различными пластовыми водами. В опытах использовалась также дистиллированная вода. Величину Рг определяли при разных концентрациях арланской нефти в керосине сразу же после формирования пограничного слоя и через 24 ч. Материалы для диска и сосуда были выбраны соответственно нержавеющая сталь и стекло.

В первом случае формирования пограничного слоя предел проч­ ности его становится заметным (достигает 0,05 дин/см) при кон­ центрации 0,125% и в последующем, несмотря на увеличение концентрации, существенных изменений не претерпевает. Во вто­ ром случае предел прочности весьма значителен. Он становится заметным при концентрации 0,015%, а при 0,5% достигает 9,4 дин/см и стабилизируется, что указывает на насыщение погра­ ничного слоя.

На рис. 50 показаны изменения величины Рг в зависимости от времени формирования адсорбционного слоя для 0,5%-ного рас­ твора арланской нефти в керосине.

Чтобы установить влияние характеристик твердой поверхности на кинетику образования структуры пограничного слоя, были про­ ведены опыты с диском и сосудом из органического стекла. При длительном формировании слоя (24 ч), в отличие от предыдущего случая, наблюдалось резкое возрастание Ртдо 9 дин/см при малых концентрациях нефти (0,062%), что свидетельствует о большой скорости насыщения адсорбционного слоя и, вероятно, объясняется лучшим смачиванием нефтью органического стекла, чем стали.

108

При достижении концентрации 0,062% величина Рг становится постоянной.

Таким образом, величина Рг зависит от времени формирования пограничного слоя.

На величину Р,- влияет и минерализация воды. В опытах в ка­ честве углеводородной фазы был взят керосин с примесью 0,5%

Рг , дим/см

Д іѵ : 3 — чекмагушская.

арланской нефти. Различная минерализация воды создавалась путем растворения в дистиллированной воде поваренной соли. Величину Ртизмеряли сразу же после приготовления смеси керо­ сина с нефтью и через 24 ч.

Время формирования пограничного слоя для дистиллирован­ ной и минерализованной воды было одинаковым — 2 ч.

Результаты исследований приведены в табл. 20 (средние дан­ ные из нескольких определений).

109