Содержание к диссертации
Введение
1. Электрофизические свойства нефтяных дисперсных систем 11
1.1. Электрофизические параметры нефтяных систем во внешнем электромагнитном поле 11
1.2. Физические основы высокочастотной диэлектрической спектрометрии нефтей и реагентов 23
1.3. Энергия активации релаксационных процессов в полярных растворах 27
1.4. Обзор применения диэлектрических измерений 29
2. Экспериментальные исследования электрофизических и реологических свойств нефтей и реагентов 34
2.1. Методика и аппаратура для исследования диэлектрических и реологических свойств материалов нефтяной технологии 34
2.2. Объекты исследования 40
2.3. Исследование электрофизических свойств нефтей и реагентов.42
2.4. Исследование реологических свойств 54
2.5. Определение энергии активации процессов диэлектрической релаксации и вязкого течения 56
2.6. Исследование процесса фильтрации при добавлении химреагентов 64
2.7. Исследование реологических свойств нефтей при добавлении химреагентов 74
3. Экспериментальные исследования электрофизических и реологических свойств водонефтяных эмульсии 78
3.1. Электрофизические свойства водонефтяных эмульсии 78
3.2. Реологические свойства водонефтяных эмульсий 83
3.3. Исследование разрушения водонефтяных эмульсий с применением деэмульгаторов 86
4. Практическое применение метода высокочастотной диэлектрической спектрометрии 90
4.1. Высокочастотный диэлькометрическии методика подбора эффективных реагентов для борьбы с АСПО 90
4.2.Высокочастотный диэлькометрическии методика подбора эффективных деэмульгаторов 93
Основные результаты и выводы 98
- Физические основы высокочастотной диэлектрической спектрометрии нефтей и реагентов
- Объекты исследования
- Исследование процесса фильтрации при добавлении химреагентов
- Исследование разрушения водонефтяных эмульсий с применением деэмульгаторов
Введение к работе
Осложнения, возникающие при добыче и промысловой подготовке нефти, в основном связаны с высоким содержанием в нефти асфальто-смоло-парафиновых веществ, воды и механических примесей [1-2]. При понижении температуры и давления резко уменьшается растворимость смол и парафинов в нефти, что приводит к интенсивному осаждению их в призабойной зоне пласта, заметно ухудшающему его фильтрационные характеристики и снижающему приток нефти к забою скважины [3-5]. Кроме этого высокомолекулярные полярные компоненты, содержащиеся в добываемой продукции, адсорбируясь на поверхности капель воды, образуют бронирующие оболочки, препятствующие слиянию, укрупнению и оседанию капель. В результате чего образуются высокоучтойчивые эмульсий [2].
Для предупреждения и очистки промыслового оборудования и призабойной зоны пласта от солевых и асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), для деэмульсации нефти широко используются различные химреагенты - ингибиторы солеотложения, ингибиторы АСПО, деэмульгаторы [6-9].
Основной проблемой разработки технологий применения химреагентов является выбор наиболее эффективного реагента для данной нефти. Имеется большое количество работ, в которых разработаны и достаточно подробно описаны методы подбора реагентов [10-15]. Более точно эффективность ингибиторов АСПО определяется исследованием процесса фильтрации, а в случае деэмульгаторов исследуется динамика разрушения эмульсии. Однако эти методы трудно использовать на практике из-за большой продолжительности исследований. В работах Саяхова Ф.Л. и др. предлагается методика высокочастотной диэлькометрии подбора потенциально эффективных реагентов для борьбы с АСПО [16-20]. Предлагаемая лабораторная методика основана на совпадении
диэлектрических характеристик нефтей и ингибиторов АСПО. Для этого исследуют частотные зависимости тангенса угла диэлектрических потерь для нефтей и реагентов и определяют частоты, соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь. Считается, что если значения частот соответствующих максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь для нефти и реагента совпадают, то ингибитор является эффективным для данной нефти. Однако этот факт на сегодняшний день до конца не выяснен, т.к. доказательством правильности этой гипотезы являются лишь некоторые косвенные данные, а какого либо физического обоснования не приводится.
Цель работы. Экспериментальные исследования и сопоставление электрофизических, фильтрационных и динамических характеристик нефтяных дисперсных сред (нефтей, водонефтяных эмульсий и химических реагентов) для совершенствования и разработки диэлькометрических методик подбора эффективных ингибиторов АСПО и деэмульгаторов. Основные задачи исследования:
Экспериментальные исследования электрофизических (диэлектрических и реологических) характеристик нефтяных дисперсных сред в широком диапазоне частот и температур.
Сопоставление энергий активации диэлектрической релаксации и вязкого течения в исследуемых системах.
Экспериментальные исследования фильтрационных характеристик нефтяных сред и их композиций с химреагентами.
Экспериментальные исследования динамики разрушения водонефтяной эмульсии при воздействии деэмульгаторами.
Совершенствование и разработка методик подбора эффективных химреагентов - ингибиторов АСПО и деэмульгаторов.
Методы исследования. Поставленные задачи решались путем экспериментального исследования особенностей частотно-температурных
зависимостей диэлектрических характеристик нефтей, водонефтяных эмульсий и химических реагентов и исследованием фильтрационных и реологических параметров нефтей и их композиции с химреагентами. Научная новизна работы.
Впервые проведено сопоставление диэлектрических, реологических и фильтрационных параметров нефти, ингибиторов АСПО и их композиций для выявления наиболее эффективных ингибиторов, схожих по диэлектрическим характеристикам.
Изучено влияние изменения водонасыщенности водонефтяной эмульсии на её диэлектрические характеристики в результате действия деэмульгатора. Обнаружено, что после выхода резонансной частоты эмульсии из области ширины резонансной кривой для деэмульгатора, резко снижается его эффективность.
В результате сопоставления диэлектрических и динамических характеристик водонефтяных эмульсий, деэмульгаторов и их композиций показано, что процесс разрушения идет интенсивнее при воздействии деэмульгаторами, для которых значения энергии активации диэлектрической релаксации близки по энергии активации для эмульсии.
Предложена комплексная методика подбора эффективных ингибиторов АСПО на основе сопоставления измерений диэлектрических, реологических и фильтрационных параметров систем.
Разработана высокочастотная диэлькометрическая методика подбора эффективных деэмульгаторов.
Защищаемые положения.
1. Результаты комплекса экспериментальных исследований и сопоставительный анализ электрофизических, фильтрационных свойств нефтяных дисперсных систем и динамических характеристик разрушения водонефтяных эмульсий.
Результаты сопоставления энергий активации диэлектрической релаксации и вязкого течения в исследуемых системах.
Усовершенствованная ВЧ диэлькометрическая методика подбора эффективных реагентов для борьбы с АСПО.
ВЧ диэлькометрическая методика подбора эффективных деэмульгаторов.
Достоверность результатов экспериментальных измерений проверялась измерениями диэлектрических и реологических характеристик эталонных жидкостей. При анализе полученных результатов наблюдалось количественное и качественное согласие с результатами других исследователей.
Практическая значимость работы.
Практическая значимость работы заключается в развитии метода
высокочастотной диэлькометрии. Предложенные методики позволяют с
большой точностью и достоверностью подбирать наиболее эффективные
реагенты для борьбы с АСПО и разрушения водонефтяных эмульсий в
условиях конкретных месторождений, а также прогнозировать
последовательность использования деэмульгаторов в условиях
изменяющейся влажности эмульсий в процессе их разрушения.
Апробация работы. Основные результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались на республиканских конференциях аспирантов и молодых ученых (БашГУ, Уфа, 2001-2004 г.г.), на XXV - XVII школах - семинарах по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и переработки нефти и газа под руководством академика Мирзаджанзаде А.Х. (ИПТЭР, Уфа, 2001 - 2004 г.г.), на научно-практической конференции «Моделирование стратегии и процесса освоения георесурсов» (Горный институт УрО РАН, Пермь, 2003 г.), на международной конференции по математике и физике для аспирантов и молодых ученых (БашГУ, Уфа, 2005 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 печатных работ, в том числе 7 статей в центральных рецензируемых журналах, 1 монография (в соавторстве) и 2 патента РФ.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, заключения и списка литературы, включающего 98 наименований. Диссертация содержит 108 страниц машинописного текста, 6 таблиц и 53 рисунка.
Работа выполнена на кафедре Прикладной физики Башкирского государственного университета.
Во введении обоснована актуальность темы; сформулированы цель, основные задачи, научная новизна и защищаемые положения.
В первой главе рассмотрены физические процессы в диэлектрических материалах, находящихся во внешнем электромагнитном поле. Приведен литературный обзор по изучению поведения электрофизических свойств нефтяных систем в зависимости от частоты внешнего поля и температуры. Рассмотрены основные понятия об энергии активации релаксационных процессов в полярных растворах. Приведен обзор применения диэлектрических измерений в нефтегазовом деле.
Во второй главе экспериментально исследуются диэлектрические характеристики нефтей и ингибиторов АСПО в зависимости от частоты и температуры. Измерения выполнены на измерителях добротности ВМ-560 и Е4-11 (диапазон частот 50 кГц-35 МГц и 30-ЗООМГц соответственно) с использованием двухэлектродного измерительного конденсатора. В результате экспериментов в нефтях и реагентах в исследуемом диапазоне частот были обнаружены области дисперсии диэлектрических параметров. По известной методике, предложенной Саяховым и др, были протестированы ингибиторы АСПО и для каждой нефти индивидуально были подобраны потенциально эффективные ингибиторы АСПО. По результатам тестирования оказалось, что для одной нефти несколько ингибиторов
удовлетворяют условию эффективности и при выборе наиболее эффективного возникают трудности. Поэтому было принято решение определить значения энергии активации диэлектрической релаксации, по которым можно наиболее точно оценить эффективность реагентов. Кроме этого полученные результаты подтверждают гипотезу, что если для системы «нефть-реагент» частоты соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь совпадают, то и значения энергии активации диэлектрической релаксации для них близки. Далее были проведены экспериментальные исследования по воздействию ингибиторов АСПО на процесс фильтрации и реологические параметры нефтей.
В третьей главе экспериментально исследуются диэлектрические и реологические характеристики водонефтяных эмульсий. В результате экспериментов установлено, что с ростом концентрации воды в водонефтяной эмульсии происходит увеличение диэлектрической проницаемости и тангенса угла диэлектрических потерь. Частота, соответствующая максимуму тангенса угла диэлектрических потерь с ростом концентрации смещается в область низких частот. Результатами исследований реологических параметров водонефтяных эмульсий показано, что с ростом концентрации воды увеличивается значение вязкости эмульсии. По результатам исследований диэлектрических характеристик были подобраны эффективны деэмульгаторы для 10^40% эмульсий некоторых месторождений. Далее в третьей главе исследовался процесс разрушения водонефтяных эмульсий при добавлении деэмульгаторов. Установлено, что если для эмульсии и деэмульгатора частоты соответствующие максимумам тангенса угла диэлектрических потерь совпадают, то процесс отслоения воды идет интенсивнее, чем в остальных случаях. Однако вода полностью не отслаивается. Многочисленными экспериментами было показано, что после выхода резонансной частоты эмульсии из области ширины резонансной кривой для деэмульгатора эффективность действия его резко уменьшается.
Поэтому на данном этапе необходимо подобрать реагент с другими диэлектрическими параметрами.
В четвертой главе на основе полученных результатов предлагаются усовершенствованная методика подбора эффективных ингибиторов АСПО и предложена высокочастотная диэлькометрическая методика подбора эффективных деэмульгаторов, учитывающая изменяющиеся свойства эмульсий в процессе их разрушения.
Приношу глубокую благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору Ковалевой Л.А. за постоянную и всестороннюю помощь в работе, доктору физико-математических наук, профессору Хабибуллину И.Л. за внимание к работе и ценные советы, кандидату технических наук, Сафину С.Г. за помощь в получении реальных пластовых нефтей и химреагенттв, а также во внедрении некоторых результатов экспериментальных исследований.
Физические основы высокочастотной диэлектрической спектрометрии нефтей и реагентов
Как отмечалось в разделе 1.1. зависимости є (м) и &5(со) носят характер резонансной кривой. Резонансный характер кривых связан с резонансным характером взаимодействия полярных молекул с высокочастотным электромагнитным полем, когда частота поля близка к собственным частотам дипольных молекул. Собственная частота молекул определяется многими внутренними и внешними факторами. Среди этих факторов определяющую роль, конечно, играют энергетика взаимодействия молекул. Согласно уравнению Аррениуса: Здесь ш0 = —; аа -2к/ -частота, соответствующая максимуму tg8m То - период колебания диполей вблизи положения равновесия; Т -абсолютная температура; V - энергия активации процесса переориентации диполей молекул, й=8,31 Дж/моль - газовая постоянная. Как видно из выражения (1.2.2), для полярных жидкостей значение частоты быстропеременного электрического поля fm, соответствующее максимальному значению tgm=tgdm(f), при данной температуре и давлении определяется энергией межмолекулярного взаимодействия U. Межмолекулярное взаимодействие имеет электрическую природу и складывается из взаимодействий различного характера - ориентационных, индукционных и дисперсионных. И соответственно полную энергию межмолекулярного взаимодействия можно представить в виде суммы трех членов, каждый из которых в первом приближении пропорциональны г ь [55] Диполь-дипольное взаимодействие - взаимодействие между электрическими диполями полярных молекул. Каждый электрический диполь создает в окружающем пространстве электрическое поле, воздействующее на другие диполи. Напряженность поля электрического диполя определяется выражением: где р-дипольный момент; r-радиус-вектор из точки локализации диполя в точку наблюдения. Энергия диполь-дипольного взаимодействия U,j двух диполей с моментами р, и р„ находящихся в точках г, и г,: где г = г, - Tj, ,-угол между векторами р, и рр 0, и -углы между векторами р, npj и вектором rip U,f энергия диполя р, в поле диполя Ру Полная энергия дипль-дипольного взаимодействия для системы диполей является суммой энергий всех парных дипольных взаимодействий (диполь-дипольное взаимодействие - дальнодействующее).
Между полярными молекулами наряду с ориентационными осуществляется индукционное взаимодействие. Энергия взаимного притяжения, возникающая в результате взаимодействия между жестким диполем 1-й молекулы и индуцированным диполем 2-й молекулы с поляризуемостью Ha рис. 1.2.1 схематически изображены возможные варианты взаимодействия молекул нефтей и реагентов, а также для системы нефть+реагент. На основе вышеприведенных теоретических представлениях можно выдвинуть гипотезу, что приблизительное совпадение значений fmH -для нефти и fmp -для реагента fmH fmp может означать, что энергетика межмолекулярных взаимодействий этих систем приблизительно одинакова U Up. Основываясь на эту гипотезу в работах Саяхова Ф.Л. и др. Была разработана высокочастотная диэлькометрическая методика подбора потенциально эффективных реагентов для борьбы с АСПО в процессах нефтедобычи. По разработанной методике условием эффективности реагента для данной нефти является совпадение значения частот, соответствующих максимальному значению tg5m для нефти и реагента (или раствора реагента) fmH=fmp Например в работе [19] были исследованы диэлектрические характеристики нефти скв.66 Игровской площади и некоторых ингибиторов АСПО (рис.1.2.2.) Зависимость tg8(f) 1-для нефти скв. 66 Игровской площади; 2-для реагента МЕН-204, эффективный для данного месторождения; 3-для неэффективного реагента прогалита. Однако этот факт никакими лабораторными экспериментами не подтверждается. Поэтому необходимо провести тщательные экспериментальные измерения частотных зависимостей єг(Т,й ), tg5(T,co) для нефтей и различных реагентов и исследования по воздействию протестированных химреагентов на нефтяные системы. Анализ и сопоставление этих исследований при различных условиях даст материал для анализа и выводов. Атомы Y и Z в молекуле YZ соединены простой связью, т.е. при помощи пары электронов, имеющих противоположные спины. Предполагается, что атом X имеет один неспаренный электрон. По мере приближения атома X к молекуле YZ взаимодействие между тремя электронами приводит к уменьшению обменной энергии, в результате чего притяжение между Y и Z уменьшается, и, атомы стремятся к разъединению. Дальнейшее приближение X к YZ приводит, таким образом, к увеличению потенциальной энергии системы, обусловленному возрастанием отталкивания между X и YZ и уменьшением притяжения между Y и Z. Наконец достигается точка, когда атом Z начинает отталкиваться и может начаться реакция X+YZ=XY+Z Если атом X приблизится к атому Y настолько, что их будет разделять лишь нормальное междуатомное расстояние, то атом Z оттолкнется, и потенциальная энергия системы уменьшится. Изменение потенциальной энергии в течение реакции X+YZ=XY+Z может быть представлено кривой: Очевидно, прежде чем система X+YZ превратится в систему XY+Z, т.е. прежде чем произойдет реакция, реагирующие вещества должны приобрести энергию, соответствующую максимуму кривой, или, выражаясь образно, система должна «преодолеть энергетический барьер». Разность между энергией начального состояния и энергией максимума кривой, т. е. высота барьера, представляет собой энергию активации процесса Е. Конфигурация атомов X-Y-Z в точке максимума носит название «активированного состояния» или «активированного комплекса» реакции. При этом атомы расположены друг по отношению к другу таким образом, что Y может быть связан либо с X, либо с Z, и малейшее смещение может привести либо к реакции с образованием XY и Z, либо к возврату в исходное состояние.
Диэлектрическую релаксацию удобно рассматривать как процесс, протекающий с определенной скоростью, при котором дипольные молекулы вращаются, переходя из одного из двух положений равновесия в другое. Одно из этих положений соответствует ориентации молекулы в направлении поля, а другое - в обратном. Можно предположить, что либрации молекулы происходят около одного из этих положений до тех пор, пока она не приобретет энергию, достаточную для перехода через энергетический барьер, после чего она попадает во второе положение равновесия. Среднее время, необходимое для одного вращения может мыть отождествлено с временем релаксации т, которое можно определить из уравнения Аррениуса Интересно заметить, что Дж.Уэнг и другие, применив теорию переходного состояния к процессам переноса, показали, что энергия активации вязкого течения, самодиффузии и диэлектрической релаксации воды при 25 С приблизительно равна 19,2 кДж/моль. В связи с этим они предположили, что механизм активации для трех этих процессов одинаков [34]. Другие исследователи П.П. Кобеко, Е.В. Кувшинский и Н.И. Шишкин Исследуя вязкость, электропроводность и диэлектрические потери в спиртах и глицерине обнаружили, что температурные зависимости вязкости 1пт), удельного сопротивления 1пр и времени диэлектрической релаксации 1пт одинаковы, т.е. i/r=const [35] Анализ этих исследований показывает, что для чистых жидкостей энергии активации диэлектрической релаксации и вязкого течения пропорциональны. 1.4. Обзор применения диэлектрических измерений Изучение диэлектрических свойств вещества - относительной диэлектрической проницаемости є и тангенса угла диэлектрических потерь tg5 в зависимости от частоты, температуры, давления, напряженности электрического поля, концентрации сторонних примесей и прочих внутренних и внешних факторов имеет важное научное и практическое значение. Многолетний опыт широкого применения метода диэлектрических измерений для решения разнообразнейших научно-технических задач подтверждает его эффективность.
Объекты исследования
Объектами исследовании в данной работе явились нефти отобранные из скважин различных месторождений, водонефтяные эмульсии и химические реагенты различного функционального назначения. Некоторые характеристики нефтей приведены в таблице 2.2.1. Большинство нефтей являются высокопарафинистыми (содержание парафина доходит почти до 27%) и с большим содержанием смол и асфальтенов (содержание смол и асфальтенов в ряде случаев превосходит 34%). Плотность нефти изменяется от 0,7 до 0,960 т/см . Как известно, нефти представляют собой смесь веществ, обладающих различной величиной и характером электрической поляризуемости [76]. Эти величины, в основном, определяются содержанием в нефти высокомолекулярных соединений (асфальтенов, смол, парафинов). Смолы и асфальтены являются веществами параэлектрического типа, т.е. их молекулы полярны, величина дипольного момента этих молекул возрастает с увеличением молекулярного веса [76,77]. Поэтому при помещении нефтей в переменное электрическое поле будет происходить поляризация, связанная с ориентацией полярных молекул. С помощью методики и аппаратуры, описанной в п.2.1. были измерены и построены частотные зависимости диэлектрической проницаемости и тангенса угла диэлектрических потерь нефтей Мядсейского, Южно-Инзюрейского, Харьягинского, Тэдинского, имени Ю.Россихина месторождений Архангельской области и месторождения Мортук Казахстана. Как видно из рисунка в исследованном диапазоне частот у этих нефтей наблюдается дисперсия диэлектрической проницаемости (уменьшается с ростом частоты), а тангенс угла диэлектрических потерь проходит через максимум. Кроме того, максимальные значения тангенсов угла диэлектрических потерь и частоты соответствующие этим максимумам для различных нефтей различные. Как следует из обзора литературных данных по диэлектрическим свойствам нефтей это связано с различным содержанием в них полярных высокомолекулярных соединений [76,77]. Это подтверждается данными по составу нефтей этих месторождений, которые приведены в таблице 2.2.1. В частности, чем больше в нефти содержатся асфольтенов и смол, тем выше значения диэлектрической проницаемости и тангенс угла диэлектрических потерь в области резонанса.
Из рисунка 2.3.1. также видно, что максимум fg8 для этих нефтей находятся на разных частотах. Это можно объяснить, согласно формуле (1.4.11), зависимостью времени релаксации т от вязкости нефтей и температуры, при которой проводились измерения. Максимум tgb будет находиться в области более низких частот для нефтей, имеющих большую вязкость. Для нефтей, имеющих меньшую вязкость, максимум tgb будет наблюдаться на более высоких частотах. Эта зависимость представлена на рис. 2.3.2. Как следует из теории диэлектрических явлений, увеличение температуры приводит к резкому уменьшению вязкости, а значит и к уменьшению времени релаксации. Следовательно, с ростом температуры частота соответствующая максимальному значению тангенса угла диэлектрических потерь будет сдвигаться в область высоких частот. Для подтверждения этого факта были исследованы tg$(f) при различных температурах для некоторых нефтей. На рис. 2.3.3. и 2.3.4. изображены частотные зависимости тангенса угла диэлектрических потерь при различных температурах для нефти Харьягинского и Мортукского месторождений соответственно. Из рисунков видно, что с повышением температуры максимум tgb уменьшается и смещается в область более высоких частот, т.е. происходит уменьшение времени релаксации согласно выражению (1.4.11). Температурные зависимости tg5 исследованных нефтей (рис. 2.3.5.) имеют характерную особенность: при фиксированной частоте с ростом температуры потери увеличиваются и, достигнув максимума, уменьшаются. Такое поведение обусловлено тем, что с увеличением температуры облегчается поворот полярных молекул (диполей) в результате снижения вязкости жидкости, т.е. ослабления сил взаимодействия между полярными молекулами. На этот поворот все увеличивающегося числа молекул расходуется энергия, и величина tgb возрастает. Достигнув наибольшей величины, tgb начинает уменьшаться вследствие того, что дальнейшее повышение температуры усиливает хаотическое тепловое движение полярных молекул и тем самым затрудняет их поворот в электрическом поле. Поэтому величина tgb падает до своего наименьшего значения. Дальнейшее увеличение, которое наблюдается в некоторых случаях вызвано увеличением тока проводимости в диэлектрике. Далее в работе были исследованы диэлектрические характеристики реагентов - ингибиторов АСПО. На рис. 2.3.6. приведены кривые зависимостей tgb{f) для некоторых ингибиторов АСПО при 25 С. Из рисунка видно, что кривые tgb для каждого реагента достигают максимального значения при различных частотах. Это обусловлено наличием в их составе полярных макромолекул различной сложности [78,79]. На рис. 2.3.7. представлены частотные зависимости тангенса угла диэлектрических потерь при различных температурах для реагента ЭТН-ИПГ-12 марки «А». С повышением температуры максимум tgb уменьшается и смещается в область более высоких частот. На рис. 2.3.8. приведены аналогичные зависимости для ингибитора АСПО - Дельта марки «С» при темперах 50 С и 80 С. Из графиков видно, что диэлектрические характеристики реагентов существенно зависят от температуры, т.е. от физико-геологических условий месторождений. Следовательно, из-за существенного различия физико-химических свойств нефтей и физико-геологических характеристик залежей один и тот же химический реагент может вести себя по-разному на различных месторождениях. Поэтому при подборе эффективных реагентов для различных месторождений необходимо учитывать термобарические условия месторождения. На рис.2.3.9. представлены температурные зависимости tgb для некоторых реагентов.
По результатам проведенных экспериментальных исследовании по известной методике высокочастотной диэлькометрии для каждой нефти, исследуемой в работе, были подобраны потенциально эффективные ингибиторы АСПО. Первым условием эффективности реагента для данной нефти является совпадение значения частот, соответствующих максимальному значению tg8m для нефти и реагента fmH=fmp- Вторым приемлемым условием может служить нахождение частоты fmp в области ширины резонансной кривой для нефти fmpflH,f2H [80]. Значения fH, f2li и flp, f2p определяются из условия tg8(f,„, f2N)=0,7tg8mH, tg5(f2p,f,p)=0,7tg5mp где tgSH-тангенс угла диэлектрических потерь для нефти, tg8mil-MaKCHManbHoe значение тангенса угла диэлектрических потерь для нефти, tg5paHreHC угла диэлектрических потерь для реагента, tgSmp-максимальное значениям тангенса угла диэлектрических потерь для реагента, fiH, f2tl-4acTOTbi электромагнитного поля при котором tgSi O tgSmH» f]P, f2p-4acTOTbi электромагнитного поля при котором tg5p=0,7tg8mp. Согласно методике были сопоставлены частотные кривые тангенсов угла диэлектрических потерь нефтей и реагентов и для каждой нефти подобраны наиболее эффективные реагенты. Например, на рисунке 2.3Л 0. сопоставлены кривые tg8(f) для нефти Южно-Инзырейского месторождения (кривая 1) и ингибиторов ЭТН-ИПГ-12 марки «А» (кривая 2) и Р-2 (кривая 3) от частоты электромагнитного поля при температуре Т=353 К, Р=0,5 МПа [81,82]. По экспериментальным данным для нефти Южно-Инзырейского месторождения и ингибитора ЭТН-ИПГ-12 марки «А» частоты соответствующие tg5m совпадают (fmirfmp SO МГц). Проведенные исследования предполагают, что ингибитор АСПО ЭТН-ИПГ-12 марки «А» может достаточно эффективно работать в условиях Южно-Инзырейского месторождения. На рис. 2.3.11. представлена частотная зависимость tg8 для нефти В.Харьягинского месторождения (кривая I) и ингибиторов АСПО ЭТН-ИПГ-12 марки «Б» (кривая 2) и РМД-2 (кривая 3). Из графика видно, что частоты соответствующие максимумам tg5 для нефти и реагентов различны. Значит, согласно методике ни один из реагентов не эффективен для данной нефти. Однако, для реагента ЭТН-ИПГ-12 марки «Б» частота соответствующая tg5m находится в области ширины резонансной кривой для нефти, и поэтому, возможно, что реагент ЭТН-ИПГ-12 марки «Б» будет эффективным для нефти данного месторождения.
Исследование процесса фильтрации при добавлении химреагентов
Известно, что на стенках пор насыщенных нефтью горных пород имеются адсорбционно-сольватные слои, обладающие аномальными вязкостными свойствами. Эти слои оказывают заметное влияние на фильтрацию нефти, на полноту ее вытеснения из породы, т.е. на нефтеотдачу. При разработке месторождений парафинистых нефтей в пористой среде и скважине происходит охлаждение и выделение из нее растворенного газа. Охлаждение нефти, как известно, сопровождается образованием пространственных структур. Соответственно, в технологических процессах добычи и транспорта подобных нефтей резко усиливаются проблемы, связанные с отложениями нежелательных осадков в поровых каналах и на поверхностях оборудования. В связи с этим, была поставлена задача оценить эффективность действия химических реагентов на процесс фильтрации нефти в пористой среде при условиях, близких к пластовым. В качестве углеводородной жидкости насыщающей пористую среду, использовалась высоковязкие нефти нескольких месторождении, в качестве вытесняющего агента-вода и водные растворы реагентов, протестированных методом высокочастотной диэлектрической спектрометрии. Исследуемый процесс моделировался как процесс вытеснения первоначально насыщающую пористую среду высоковязкую нефть растворами различных реагентов. Степень влияния химических реагентов на процесс фильтрации оценивалась сравнением экспериментальных данных, полученных при вытеснении водой и растворами реагентов. Из всех нефтей, исследованных во второй главе только нефти Южно-Инзырейского, Харьягинского и Мортукского месторождений использовались при исследовании фильтрации. Проведение экспериментов включало в себя пять этапов: подготовка моделей пористой среды; процесс насыщения моделей нефтью и определение основных параметров (пористость, проницаемость и др.), подготовка растворов, вытеснение нефти из модели вытесняющими агентами. Основной характеристикой, которая измерялась в процессе эксперимента, являлся объем нефтепродукта на выходе из модели пористой среды. Для его нахождения в течение всего опыта отбирались пробы фильтрующегося флюида, по которым определялось содержание нефти в пробе. По этим результатам были вычислены коэффициенты нефтевытеснения в зависимости от относительного объема закачки для всех трех случаев каждой серии, по которым судили об эффективности действия реагентов.
Модель пористой среды представляла собой фторопластовую трубку, длиной 0,5 и внутренним диаметром 25 мм. В качестве наполнителя модели использовался кварцевый песок, фракционный состав был заранее определен. В процессе подготовки модели пористой среды определялись ее основные характеристики - проницаемость и пористость. Рис.2.6.1. Схема установки для определения проницаемости модели по газу. Для определения коэффициента абсолютной проницаемости модели по газу (N2) была использована установка, схема которой изображена на рис.3.1.1. Газ в модель пласта 2 подавался из баллона 1 через редукционный регулятор давления, которое контролировалось образцовым манометром 3. Расход газа фиксировался газовым счетчиком 4. Коэффициент пористости определялся методом насыщения. Модели взвешивались до и после насыщения. Вычислялся внутренний объем модели VM и объем песка, наполняющего модель. Разность этих значений есть объем пор Vn Зная объем пор, можно вычислить пористость модели по формуле: Vu В первой серии экспериментов средняя пористость моделей равна т=0,286±0,01, во второй - ш=0,267±0,009, в третьей - т=0,278±0,01 Результаты вычислений приводятся в табл. 3.1.2. Погрешность измерений составила 3,5%. Для насыщения моделей нефтью и последующего её вытеснения была собрана экспериментальная установка, принципиальная гидравлическая схема которой приведена на рис.2.6.2. Установка смонтирована на базе УИПК, в конструкцию которого внесены изменения, Установлены дополнительно: три разделительные колонки (РК), пружинный манометр (ПМ), вентили высокого давления, модель пористой среды с нагревательным элементом. Принцип действия установки следующий. При движении плунжера измерительного пресса (Пр-1, Пр-2) в системе, заполненной маслом, создается давление, которое через буферную жидкость передается исследуемой. При этом исследуемая жидкость перемещается через модель пористой среды. Установка состоит из следующих основных узлов: узел измерительных прессов состоит из двух измерительных прессов (Пр-1 и Пр-2) емкостью 2 10 м каждый, электропривода (электродвигатель и пять последовательно соединенных редукторов). Прессы служат для нагнетания масла в систему и отбора его из емкостей (Б-1 и Б-2); разделительные колонки представляют собой стальные безпоршневые полые цилиндры. РК-1 и РК-2 служат для исключения контакта исследуемой нефти с веретенным маслом, поступающим из измерительных прессов. В колонке нефть отделяется от веретенного масла буферной жидкостью - водой. РК-3 служит для подачи раствора реагента в модель; модель пористой среды (МПС) представляет собой фторопластовую трубку длиной 0,5 м и внутренним диаметром 25 мм, со встроенной термопарой. В качестве наполнителя модели использован кварцевый песок, фракционный состав был заранее определен; роль электронагревательного элемента играла спираль из нихромовой проволоки, намотанная на модель пористой среды. Насыщение производилось при давлении Р=10-20 атм. Давление контролировалось пружинным мономером (ПМ), установленным на входе в модель. Поступление нефти в модель прекращалось после прокачки через модель 3-х поровых объемов. После окончания насыщения вентили закрывались, модель отсоединялась, входные штуцера закрывались колпачками, затем модели взвешивались.
Насыщение модели в первой серии экспериментов производилось нефтью Южно-Инзырейского месторождения скв. №253, во второй серии -нефтью Харьягинского месторождения скв. №26 и в третей серии - нефтью Мортукского месторождения скв. №411, физические характеристики и состав которых приведены в таблице 2.1. Следующим этапом эксперимента явилось вытеснение нефти из модели пористой среды водой и растворами реагентов подобранных методом высокочастотной диэлектрической спектрометрии. Эксперимент проводился в три этапа: на первом этапе эксперимента проводилось вытеснение нефти из модели водой. Затем был проведен аналогичный опыт на других идентичных моделях пористой среды с водными растворами протестированных реагентов. Приступая к вытеснению, вентили В5 В9 перекрывались, вентили В6, В7 и В8 открывались. На выходе модели устанавливалась мерная колба (МК). В течение эксперимента по мере наполнения мерной колбы, пробы сливались в предварительно пронумерованные пробирки, и отмечалось время отбора пробы. Как отмечалось выше, эксперимент проводился в три этапа: на первом этапе эксперимента проводилось вытеснение нефти из модели (назовем её условно модель №1) водой, т.е. без химического воздействия. Затем был проведен аналогичный опыт на другой модели пористой среды (соответственно - №2), из которой нефть вытеснялась раствором потенциально эффективного реагента. На третьем этапе вытеснение нефти из модели (соответственно - №3) проводилось раствором неэффективного реагента. В конечном итоге с каждой модели было получено по 20 проб, которые в дальнейшем анализировались. Во второй и третьей сериях экспериментов при вытеснении нефти из модели пористой среды моделировались термические условия месторождении. Для этого, во второй серии модель (из фторопласта) прогревалась до необходимой температуры (83С) с помощью электронагревательного элемента, роль которого играла спираль из нихромовои проволоки, намотанная на модель пористой среды. В третьей серии выдерживалась температура равная 7С.
Исследование разрушения водонефтяных эмульсий с применением деэмульгаторов
К товарной продукции промысла, т.е. нефти, поступающей в систему магистрального транспорта, предъявляют определенные ограничения по содержанию воды и солей. Основная цель процесса промысловой подготовки нефти - это отделение от нефти воды с содержанием её в товарной продукции не более 1%. Химические реагенты в этом процессе занимают главенствующую место. Выбор эффективного химического реагента для промысловой подготовки нефти связан с достаточно трудоемкими испытаниями, поэтому подбор индивидуального деэмульгатора проводят на типичной нефти для конкретного нефтяного месторождения. В работе были сделаны попытки применить ВЧ диэлькометрический метод для подбора эффективных деэмульгаторов. С этой целью были сопоставлены частотные кривые тангенса угла диэлектрических потерь исследованных во второй главе водонефтяных эмульсии и деэмульгаторов. Результаты тестирования занесены в таблицу 3.2.1. Далее исследуется динамика разрушения эмульсий при воздействии этими реагентами. В испытании деэмульгаторов можно выделить следующие основные операции: 1. Подготовка эмульсии. Искусственная эмульсия готовилась на мешалке. Продолжительность всех образцов была одинакова 20 мин. 2. Подготовка испытуемого деэмульгатора. Независимо от типа реагента (водо- или нефтерастворимые) деэмульгаторы перед вводом в эмульсию растворялись в толуоле. Концентрация раствора деэмульгатора в этих растворителях составила 1 %. 3. Перемешивание эмульсии с реагентом. Режим перемешивания поддерживали подобно реальному. Частота вращения вала мешалки равна 1400 мин"1. Продолжительность перемешивания 7 мин. Температуру перемешивания поддерживали равной температуре отстаивания равной 25 С. 4. Отстой обработанной эмульсии. Продолжительность отстаивания эмульсии после перемешивания ее с химическим реагентом равна 120 мин. Определяемы параметр - количество отслоившейся воды, по которой вычислялась величина остаточной концентрации воды в нефти. Результаты экспериментальных исследований разрушения 30%-ой водонефтяной эмульсии приготовленной из нефти Мардово-Кармальского месторождения и 20%-ой эмульсии - из нефти Варандейского месторождения приведены на рис. 3.3.1.-3.3.2. Из графиков видно, что если резонансная частота для деэмульгатора близка по значению к резонансной частоте эмульсий, то разрушение идет интенсивнее.
Однако из графиков видно, что вода полностью не отслаивается, 6-8% воды остается. Это можно объяснить тем, что по мере отслоения воды у эмульсии уменьшается вязкость, энергия активации уменьшается, частота, соответствующая максимуму тангенса угла диэлектрических потерь для данной эмульсии сдвигается в область высоких частот эмульсии и реагент перестает быть эффективным, либо вообще перестает действовать. Поэтому на данном этапе необходимо заново подобрать эффективный реагент с учетом количества воды в эмульсии. Например, после отслоения воды в эмульсии Мордово-Кармальского месторождения в ней осталось 8% воды. Для 8% эмульсия был подобран деэмульгатор с другими диэлектрическими свойствами - Реапон-ИФ. После воздействия этим деэмульгаторм содержание воды в эмульсии составил менее 1%. Во второй главе данной работы были исследованы диэлектрические характеристики нефтей многих месторождений и ряда ингибиторов АСПО. И по результатам этих исследовании методом высокочастотной диэлькометрии были подобраны наиболее эффективные реагенты для каждой нефти. Однако по методике эффективность реагентов устанавливается визуально при сопоставлении частотных кривых нефтей и реагентов. Но, если несколько реагентов будут иметь схожие диэлектрические свойства, то при выявлении эффективного реагента могут возникнуть сложности. Например, тангенс угла диэлектрических потерь для реагентов ЭТН-ИПГ-12 марки «Б» и ЭТН-ИПГ-12 марки «В» проходит через максимум при одной и той же частоте fmp=93 МГц (рис.4.1.1.). Согласно методике они оба являются одинаково эффективными для нефти В.Харьягинского месторождения і"тн=96МГц. Однако результаты определения энергии активации процесса диэлектрической релаксации показывают, что эти реагенты имеют различные значения энергии активации. Для реагента ЭТН-ИПГ-12 марки «Б» энергия активации равна 45,9 кДж/моль, для ЭТН-ИПГ-12 марки «В» - 42,2 кДж/моль, а для нефти - 45,2 кДж/моль. Из этих данных следует, что реагент ЭТН-ИПГ-12 марки «Б» является более эффективным для нефти В.Харьягинского месторождения. В третьей главе были проведены исследования по воздействию химических реагентов на процесс фильтрации. Коэффициент нефтевытеснения при вытеснении нефти Врарандейского месторождения водным раствором реагента Р-1 оказывается больше чем при вытеснении водным раствором реагента РМД-2. Хотя из анализа результатов исследования диэлектрических характеристик этих систем можно сделать вывод, что реагент РМД-2 эффективнее, чем Р-1 (рис. 4.2.3.). Но если рассмотреть значения энергии активации этих систем, то эффективным является реагент Р-1 (Ef для нефти равен 51,7 кДж/моль, для реагента Р-1 - 52,6 кДж/моль, для РМД-2 - 53,3 кДж/моль).
Такие расхождения можно объяснит тем, что, во-первых, измерительные приборы (куметры) имеют достаточно большой шаг по частоте и из-за этого не удается точно установить частоту, соответствующую максимуму тангенса угла диэлектрических потерь для исследуемых систем; во-вторых погрешность определения tg5 на данных измерительных приборах составляет 15%. Для увеличения точности метода предлагается устанавливать эффективность реагентов в два этапа: / этап включает Измерение тангенса угла диэлектрических потерь нефти и реагентов в диапазоне частот 1 -200 МГц. Определение ширину резонансной кривой AfH= f2H-flH из условия tgS(flH, f2H)=0,7tg5mH Выявление наиболее эффективных реагентов, для которых ВЫПОЛНЯетСЯ уСЛОВИе fmpef]„, f2ll II этап включает. Определение энергии активации диэлектрической релаксации для нефти и реагентов, для которых выполняется условие fmpGf)H, f2H .Выявление эффективного реагента по значению энергии активации диэлектрической релаксации.Подбор реагентов в два этапа позволит увеличить точность метода при незначительном увеличении времени подбора. Можно было бы, конечно, устанавливать эффективность реагентов сразу по второму этапу, минуя первый этап, но это увеличило бы время подбора, так как определение энергии активации является трудоемким. Важным технологическим процессом в нефтедобыче является промысловая подготовка нефти, в которой основную задачу составляет обезвоживание извлекаемой из скважины продукции, которая представляет устойчивую водонефтяную эмульсию. Агрегативная устойчивость эмульсии главным образом обуславливается присутствием в нефти высокомолекулярных полярных компонентов (смол, парафинов, асфальтенов и др.) которые адсорбируются на поверхности капель воды, образуя защитные оболочки (бронирующие оболочки), препятствующие слиянию, укрупнению и оседанию капель. Для обезвоживания нефти наиболее эффективными являются использование химических реагентов - деэмульгаторов. Если в любой другой сфере (интенсификация притока, ограничение водопритока, повышение нефтеотдачи, борьба с коррозией и солеотложениями) методы, основанные на использовании химических реагентов, могут быть заменены другими, то деэмульгаторы практический незаменимы для промысловой подготовки нефти на любом месторождении. Основная проблема заключается в подборе эффективного деэмульгатора для водонефтяной эмульсии конкретного месторождения. Выбор эффективного химического реагента для промысловой подготовки нефти связан с достаточно трудоемкими испытаниями. Для повышения точности и ускорения подбора эффективных деэмульгаторов в данной работе разрабатывается методика подбсра и контроля применения деэмульгаторов для обезвоживания нефтей. Методика включает следующие пункты:
