Способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси (варианты) Российский патент 2023 года по МПК G01N33/26 

Изобретение относится к промысловой практике добычи нефти, может быть использовано для исследования свойств добываемой водонефтяной смеси, для повышения эффективности технологий добычи нефти и повышения нефтеотдачи.

Под водонефтяной смесью понимают смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей, нефти и воды, одна из которых диспергирована в другой в виде капелек (глобул). Диспергированная жидкость является внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится, дисперсионной, или внешней средой. По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды различают водонефтяные смеси двух типов: гидрофильные и гидрофобные. Гидрофильные водонефтяные смеси (прямого типа) возникают в том случае, когда нефть (неполярная жидкость) диспергирована в воде (полярной жидкости). Гидрофобные водонефтяные смеси (обратного типа) возникают тогда, когда вода диспергирована в нефти.

Важнейшим свойством водонефтяных смесей является их стойкость к разрушению или агрегативная устойчивость.

Агрегативная устойчивость водонефтяной смеси – это способность глобул дисперсной фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер (Тронов В.П.).

Агрегативная устойчивость водонефтяной смеси – это способность системы сохранять постоянную во времени дисперсность и индивидуальность частиц дисперсной фазы (Шершавина А.П.).

Известен способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по изменению ее электропроводности в процессе разрушения [1]. Однако этот способ не применим в промышленных условиях, а пригоден только для научных и лабораторных исследований.

Известен способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по изменению ее кинематической вязкости [2]. Существенным недостатком способа, связанного с определением кинематической вязкости водонефтяной смеси в процессе ее разрушения, до и после добавления деэмульгатора, является то, что для его осуществления должна быть найдена экспоненциальная зависимость кинематической вязкости от количества отстоявшейся воды во времени. Чем больше величина вязкости, тем меньше количество отстоявшейся воды и, наоборот, при увеличении количества отстоявшейся воды вязкость водонефтяной смеси уменьшается. Кроме того, проведение измерений вязкости в лабораторных условиях увеличивает длительность периода между отбором пробы и измерением ее вязкости, что приводит к частичному расслоению жидкости, адсорбции природных эмульгаторов нефти на межфазной поверхности, изменению дисперсной структуры эмульсии и ее вязкости. То есть, создаются отклонения измеренных значений вязкости от ее истинных величин. Еще одной проблемой измерения вязкости продукции скважины является необходимость пересчета измеренной вязкости на значение вязкости при других температурах. Построение температурной зависимости термостатированием требует продолжительного времени и будет происходить уже при измененных структурах водонефтяной смеси. Таким образом, способ характеризуется длительностью выполнения и низкой достоверностью.

Известен способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по изменению ее диэлектрической проницаемости в процессе ее разрушения [3]. Однако этот метод определения трудоемок и определение агрегативной устойчивости связано с большими погрешностями и длительностью.

Известен способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по изменению спектральных характеристик в процессе ее разрушения [4]. Однако этот метод трудоемок, требует сложного аппаратурного оформления, квалифицированного обслуживания и осложнен длительностью оценки агрегативной устойчивости.

Известно, что одним из определяющих показателей агрегативной устойчивости водонефтяной смеси служит объемная доля воды, выделившаяся из водонефтяной смеси в результате ее расслоения на нефтяную и водную фазы при применении различных способов разрушения. Существующие способы, по типу энергии, прилагаемой для разрушения водонефтяной смеси, можно разделить на следующие группы:

1. Механические – фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком.

2. Термические – подогрев и отстаивание при атмосферном давлении или под избыточным давлением, промывка горячей водой.

3. Физико-химические – обработка различными поверхностно-активными реагентами-деэмульгаторами.

4. Электрические – обработка в постоянном или переменном электрических полях.

Процесс измерения содержания воды в водонефтяной смеси включает отбор пробы, определение общей доли воды в пробе, содержащей агрегативно-неустойчивую воду и агрегативно-устойчивую воду.

Отбор пробы водонефтяной смеси проводят из трубопровода в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85. Пробу водонефтяной смеси дегазируют, отстаивают в делительной воронке и полностью отделяют отстоявшуюся воду. Объем отстоявшейся воды относят к свободной воде V_св.

Определение общего содержания агрегативно-неустойчивой воды производят после отставания и отделения свободной воды V_св. Затем выделяют воду в оставшейся водонефтяной смеси. Объем выделившейся воды V₁ в сумме со свободной водой V₁ + V_св относят к агрегативно-неустойчивой воде [V_{агр неуст} = V₁ + V_св].

Далее производят разрушение водонефтяной смеси и определяют содержание агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст}.

Общую долю воды в пробе V_общ определяют суммированием долей агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст} и агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} [V_общ = V_{агр неуст} + V_{агр уст}].

Расчеты агрегативной устойчивости водонефтяной смеси производят по формуле 1

, (1)

где А_у – агрегативная устойчивость водонефтяной смеси,

V_общ = V_{агр неуст} + V_{агр уст} – общая доля воды в отобранной пробе,

V_{агр неуст} – доля агрегативно неустойчивой воды,

V_{агр уст} – доля агрегативно устойчивой воды.

Известен способ определения содержания агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст} в водонефтяной смеси [5]. Сущность метода заключается в подогреве и отстаивании пробы водонефтяной смеси, добавлении деэмульгатора до образования границы раздела фаз нефть-вода с последующим измерением соотношения объемов воды и нефти и отделением воды от нефти.

Недостатком данного способа является трудоемкость, длительность процесса отделения воды, а также большой объем специальных исследований по подбору деэмульгатора для разрушения исследуемой водонефтяной смеси.

Известны способы определения содержания агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} с применением волюмометрического и кулонометрического методов титрования Карла Фишера [6] после отделения свободной воды V_св и измерения объема выделившейся воды в водонефтяной смеси V₁.

Сущность способов состоит в титровании пробы водонефтяной смеси титрантом, представляющим собой раствор йода и двуокиси серы в присутствии основания и спирта (в присутствии воды происходит окисление йода до йодида). В волюмометрическом способе йодосодержащий титрант постепенно добавляют в пробу водонефтяной смеси, а в кулонометрическом способе йод электролитически генерируется в растворе. После вступления в химическую реакцию с йодом всей воды, содержащейся в пробе водонефтяной смеси, титрование прекращается. Количество воды в пробе водонефтяной смеси в волюмометрическом способе определяется по объему йодосодержащего реактива, необходимого для завершения химической реакции, а в кулонометрическом способе определяется по количеству тока потребленного для генерации йода в количестве, необходимом для завершения химической реакции.

Существенным недостатком данных способов является недостаточно высокая оперативность в получении результатов и применение специальных лабораторных способов измерения содержания агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} в водонефтяной смеси, а также высокая трудоемкость и длительность процесса отделения воды.

Известен способ определения содержания агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} в водонефтяной смеси, после определения содержания и отделения агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}. Сущность способа заключается в перегонке смеси испытуемой пробы водонефтяной смеси и растворителя, не смешивающегося с водой, и измерении объема воды сконденсировавшейся в ловушке Дина-Старка [7; 8]. Массовую V_m или объемную V_о долю воды в водонефтяной смеси вычисляют по формулам:

, (2)

, (3)

, (4)

где V_пл – объем воды в приемнике-ловушке,

m – масса испытуемой пробы,

V_обр – объем пробы,

p – плотность образца, измеренная при фактической температуре испытания.

Недостатком данного способа является трудоемкость и длительность процесса отделения воды.

Известен способ определения объемной доли воды в водонефтяной смеси лабораторным влагомером. Способ применим для водонефтяной смесей с объемной долей воды от 0,01 % до 10 %. Сущность способа состоит в определении массовой доли воды в водонефтяной смеси. При этом массовую долю нефти вычисляют по значениям плотности воды и нефти [5]. Недостатком данного способа является существенная трудоемкость калибровки влагомера для различных видов водонефтяных смесей.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси [9] (выбран в качестве прототипа), который заключается в отборе пробы, дегазировании и отстаивании пробы, отделении отстоявшейся водонефтяной смеси, центрифугировании отстоявшейся водонефтяной смеси и измерении выделившегося количества воды V_цф1, разрушении водонефтяной смеси деэмульгированием, подогревом и центрифугировании пробы, измерении количества выделившейся воды V_цф2 и расчете значения агрегативной устойчивости по формуле

, (5)

где А_у – агрегативная устойчивость водонефтяной смеси,

V_цф1 – количество отделившейся воды после первого центрифугирования,

V_цф2 – количество отделившейся воды после второго центрифугирования.

Недостатком данного способа является погрешность, возникающая при измерении общего объема отстоявшейся водонефтяной смеси после отбора проб для первого центрифугирования. Другим недостатком является то, что способ центрифугирования применим только для определения агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} в водонефтяных смесях с объемной долей воды от 0,05 % до 3 % включительно [10]. И, кроме того, способ центрифугирования применим только при визуальном отсутствии осадка [5].

Задача определения агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} в водонефтяных смесях с объемной долей воды более 3 % может быть решена путем разрушения и расслоения водонефтяных смесей в постоянном электрическом поле.

Известен способ разрушения и расслоения водонефтяных смесей, заключающийся в их обработке в постоянном электрическом поле, которое создается между электродами путем их подключения к источнику постоянного электрического тока. Основным недостатком данного способа разрушения водонефтяных смесей является недостаточно полное отделение водной фазы от нефтяной при обводненностях водонефтяных смесей порядка 5 % и выше [11].

Более полное разрушение и отделение водной фазы от нефтяной в водонефтяных смесях после их обработки в постоянном электрическом поле достигается путем подщелачивания воды, выделившейся при разрушении водонефтяных смесей в постоянном электрическом поле, и обработке воды в катодной камере электролизера до значения pH = 7–8,6 [12]. Недостатком данного способа является усложнение аппаратурного оформления и многоэтапность процесса, что снижает достоверность и точность полученных результатов.

Кроме того, существенным недостатком применения постоянного электрического поля для разрушения водонефтяной смеси при обводненностях порядка 5 % и выше является то, что расстояние между отдельными взвешенными капельками становятся соизмеримыми с размерами капелек. При этом напряженности электрических полей между капельками воды становятся значительными и они, деформируясь, вытягиваются и выстраиваются в токопроводящие цепочки в направлении вектора напряженности поля, что ведет к короткому замыканию электродов [11].

Технической задачей изобретения является создание достоверного способа определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси в промысловых условиях с содержанием агрегативно-устойчивой воды более 10 %. Техническим результатом изобретения является расширение диапазона границ определения агрегативно-устойчивой воды в водонефтяной смеси. Кроме того, повышается достоверность определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси.

Технический результат достигается в способе определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси, включающем отбор, дегазирование и отстаивание пробы, отделение и измерение объема свободной воды V_св, центрифугирование отстоявшейся водонефтяной смеси и измерение выделившегося объема агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}. Далее, производят разрушение водонефтяной смеси, находящейся в емкости с пробой, при ее экспонировании в емкости с водой в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в воде до формирования водонефтяной границы раздела в емкости с пробой, с определением количества циклов, измерением выделившегося объема агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} и последующим расчетом значения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по формуле

, где где А_у – агрегативная устойчивость водонефтяной смеси, V_общ - общая доля воды в отобранной пробе, V_{агр неуст} – доля агрегативно неустойчивой воды. Оставшуюся в емкости с пробой водонефтяную смесь смывают измеренным объемом органического растворителя и учитывают при определении объема агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}.

Изобретение поясняется рисунками:

фиг. 1 – схема установки;

фиг. 2 - зависимость величины ОВП воды, обработанной постоянным электрическим током, от силы тока.

фиг. 3 – состояние ВНС в зависимости от количества циклов экспонирования емкости 3 с пробой в емкости 1 с водой, обработанной электрическим током;

фиг. 4 – кратность изменения величины агрегативной устойчивости ВНЭ (Ауn / Ауо) в зависимости от глубины подготовки нефтепромысловой сточной воды;

фиг. 5 – кратность изменения величины агрегативной устойчивости ВНЭ (Ауn/ Ауо) в зависимости в зависимости от способа подъема нефти;

фиг. 6 – кратность изменения величины агрегативной устойчивости ВНС (Ауn/ Ауо) в зависимости от примененной технологии воздействия на призабойную зону пласта.

Способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси включает отбор, дегазирование и отстаивание пробы, отделение и измерение объема свободной воды V_св, центрифугирование отстоявшейся водонефтяной смеси и измерение выделившегося объема агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}. Перечисленные этапы способа раскрыты ниже.

В предложенных вариантах исполнения способа, в отличие от известных, разрушение водонефтяной смеси производится в емкости с пробой при ее экспонировании в емкости с водой в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в воде до формирования водонефтяной границы раздела в емкости с пробой. Формирование в водонефтяной смеси токопроводящих цепочек, приводящих к короткому замыканию электродов, не происходит, так как водонефтяная смесь размещается в емкости 3 с пробой и не контактирует с водой, находящейся в емкости 1.

Экспериментальная установка для определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по содержанию агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} в водонефтяной смеси и по измерению количества циклов экспонирования ВНС в воде в условиях обработки воды постоянным электрическим током до формирования границы раздела нефть-вода представлена на фиг.1. Установка включает: емкость 1 с водой (ванна 1); электроды 2; емкость 3 с пробой (с водонефтяной смесью); пробная емкость 4; измерительный прибор 5. Емкость с пробой 3 может быть выполнена из полипропилена или из стекла, например, центрифужная пробирка, или шприц.

Водонефтяную смесь (пробу) наливают в емкость 3 с пробой и помещают в емкость 1 с водой (в полипропиленовую ванну 1) (может быть использован водный раствором соды 0,9 % для повышения проводимости). Обработку воды производят путем размещения в ванне двух титановых электродов 2 и подключения их к источнику постоянного электрического тока 12В. Величина силы тока выбиралась исходя из получения максимальной величины окислительно-восстановительного потенциала (ОВП). Экспериментально было установлено, что величина ОВП повышается при увеличении силы тока до значения, равного 1,2 А. При значениях силы тока, превышающих эту величину, ОВП не увеличивается и стабилизируется на уровне -205 мВ (фиг. 2). Для измерения окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) воды в емкости 1 с водой отбирают пробу в пробную емкость 4 с измерительными электродами: платиновый электрода, электрод сравнения – хлорсеребряный электрод. ОВП воды в исходном состоянии составлял +120 мВ. Электроды 2 отключались от источника питания при достижении максимального значения ОВП, равного -205 мВ. При отключении источника питания, ОВП воды снижается и достигает минимальной величины. Далее электроды 2 вновь подключали к источнику питания. Цикличность постоянного электрического поля, создаваемого в емкости с водой 1, реализуется путем периодического подключения и отключения электродов 2 к источнику постоянного электрического тока. Электроды 2 отключаются от источника питания при достижении в воде максимального значения окислительно-восстановительного потенциала (ОВП). После отключения источника питания значение окислительно-восстановительного потенциала воды снижается и достигает минимальной величины. Далее электроды 2 вновь подключают к источнику питания. Описанный цикл повторяют до формирования границы раздела между нефтью и водой, соответствующей разрушенному состоянию водонефтяной смеси.

Получив визуально обнаруживаемую границу раздела между нефтью и водой можно остановить экспонирование, но можно и уточнять, повторяя циклы до того, как граница перестанет перемещаться.

Таким образом, определяют количество циклов такой обработки, измеряют выделившийся объем агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст.}

Расчет значения агрегативной устойчивости исследуемой водонефтяной смеси производится по формуле (6)

(6)

где где А_у – агрегативная устойчивость водонефтяной смеси, V_общ - общая доля воды в отобранной пробе, V_{агр неуст} – доля агрегативно неустойчивой воды.

Погрешность при определении содержания агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}, возникающая при измерении общего объема отстоявшейся водонефтяной смеси в емкости 3 с пробой, устраняется тем, что оставшуюся в емкости 3 с пробой водонефтяную смесь смывают измеренным объемом органического растворителя и учитывают при расчетах общего объема пробы, содержания агрегативно-неустойчивой воды и общего содержания воды в водонефтяной смеси.

В настоящее время считается, что механизм разрушения водонефтяных смесей еще недостаточно изучен. Согласно одному из представлений разрушение водонефтяных смесей происходит в результате увеличения размера капель воды или изменения разности плотностей воды и нефти [11]. Механизм разрушения водонефтяных смесей, отражающий увеличение размера капель воды, можно представить, как столкновение взвешенных водяных капель, слияние их в более крупные капли и осаждение укрупнившихся капель. Чтобы обеспечить возможно большее число столкновений водяных капелек, увеличивают скорость их движения в нефти с применением различных способов перемешивания или увеличения температуры. Повышение температуры водонефтяных смесей способствует увеличению скорости броуновского движения капелек дисперсной фазы, а, следовательно, увеличивает вероятность взаимных столкновений капелек и их укрупнение. Кроме того, повышение температуры уменьшает прочность адсорбционных слоев на границе раздела фаз. При повышении температуры увеличивается также разность вязкостей и плотностей воды и нефти в водонефтяной смеси. Вязкость большинства нефтей характеризуется, прежде всего, ее резким снижением при увеличении температуры. При температуре, равной эффективной и выше, происходит только незначительное снижение вязкости. Плотность нефти с увеличением температуры снижается интенсивнее, чем воды. В связи с этим разность их плотностей увеличивается. Например, при увеличении температуры до 80-100 °С разность плотностей увеличивается примерно на 10-20 %.

Механизм разрушения водонефтяной смеси в емкости 3 с пробой при ее экспонировании в емкости 1 с водой, в которой циклически создается постоянное электрическое поле, также недостаточно изучен. Возможным механизмом, описывающим протекающие процессы при экспонировании может быть, механизм, основанный на возможности возникновения резонансных микрокластеров при электролизе воды (устойчивых резонансных состояний движения в системе из двух и более осциллирующих диполей за счет нелинейного параметрического резонанса и сверхкогерентного излучения от резонансных микрокластеров), теоретически предсказанного в 1984 году (В.Г. Широносов). Существование резонансных микрокластеров в электролизерах без диафрагмы было подтверждено экспериментально в 1999 году (В.М. Бахир) обнаруженным эффектом изменения физико-химических свойств водных растворов химических реагентов, находящихся в диэлектрических емкостях, размещенных в электролизерах. Резонансные микрокластеры, представляющие собой диполи молекул воды и ионов, образуют при электролизе воды вихри синхронно осциллирующие, в противофазе, ансамблей диполей – спиновых изомеров (своеобразных молекулярных «камертонов»). В статике система из двух диполей (электрических, магнитных, ядерных) неустойчива, но в динамике, при резонансе, проявляется эффект динамической стабилизации неустойчивых состояний. Индикатором процесса образования резонансных микрокластеров является изменение окислительно-восстановительного потенциала воды, обработанной постоянным электрическим током. На фиг. 2 представлен график изменения окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) воды в зависимости от силы тока.

Таким образом, в процессе экспонирования при электролизе воды образуются резонансные микрокластеры (устойчивые резонансные состояния двух и более осциллирующих диполей воды). При экспонировании реализуется либо процесс диффузии системы из двух диполей в водонефтяную смесь через молекулярную мембрану, роль которой исполняет рабочая емкость, выполненная из полипропилена, либо воздействие на воду в водонефтяной смеси сверхкогерентным излучением от резонансных микрокластеровов, образовавшихся в воде, повергнутой электролизу. В результате чего, вода в водонефтяной смеси в емкости 3 с пробой переходит в термодинамически неравновесное состояние с резонансной микрокластерной структурой. В лабораторных экспериментах подтверждается изменение окислительно-восстановительного потенциала воды, выделившейся в результате центрифугирования при определении содержания агрегативно неустойчивой воды V_{агр неуст} в водонефтяной смеси. При экспонировании водонефтяной смеси с выделившейся водой V_{агр неуст} в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в электрообрабатываемой воде, в агрегативно неустойчивой воде достигается тот же уровень изменения окислительно-восстановительного потенциала, что и в воде в электролизной установке.

При образовании водонефтяной смеси увеличивается поверхность дисперсной фазы. Поэтому, для осуществления процесса разрушения водонефтяной смеси должна быть затрачена определенная работа, которая в виде энергии концентрируется на поверхности раздела фаз нефти и воды. Стремление гетерогенной системы к уменьшению поверхностной энергии вызывает ориентирование полярных молекул, ионов, электронов в поверхностном слое. В настоящее время общепризнанным является представление об ориентации молекул поверхностно-активных веществ на границе раздела фаз, выдвинутое И. Ленгмюром (1881–1957 г.г. Нобелевская премия по химии – 1932 г.). Согласно этому представлению, полярная часть молекулы природных нефтяных поверхностно-активного веществ погружена в воду, а неполярная в нефть. Это приводит к взаимному отталкиванию капель воды в водонефтяной смеси, что затрудняет их коалесценцию и значительно увеличивает устойчивость водонефтяной смеси. Таким образом, чтобы нарушить устойчивость водонефтяной смеси, необходимо уменьшить силы отталкивания.

Соли кальция и магния Са²⁺ и Mg²⁺, содержащиеся в воде, играют важную роль в процессах адсорбирования полярных компонентов нефти и карбоксильных групп СОО^–. Снижение их концентрации в воде приводит к уменьшению количества полярных компонентов нефти и карбоксильных групп СОО^– на поверхности раздела фаз.

Представляется, что энергия резонансных микрокластеров, высвобождаемая при их релаксации, способствует появлению в воде центров кристаллизации солей кальция и магния. Эти центры начинают расти, и вызывают объемную кристаллизацию солей. Вследствие чего в воде выделяются малорастворимые соли в виде дисперсий, что снижает концентрацию их ионов на границе раздела фаз и уменьшает силы отталкивания в эмульсии. В результате действия основного (внешнего) и дополнительного (между каждой парой капелек) электрических полей при уменьшении сил отталкивания увеличивается число эффективных столкновений водяных капелек друг с другом, что способствует их коалесценции и образованию более крупных капель, которые затем отделяются от нефти под действием силы тяжести.

Кроме того, выделение малорастворимых солей кальция и магния в твердом состоянии в объеме воды существенно увеличивает плотность воды, что также способствует расслоению водонефтяной смеси. Это подтверждается тем, что плотность совокупного объема агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст} и агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} после экспонирования и завершения процесса разделения фаз увеличивается на 15–20 %.

Во втором варианте исполнения способа определения агрегативной устойчивости исследуемой водонефтяной смеси также производят отбор, дегазирование и отстаивание пробы, отделение и измерение объема свободной воды V_св. Далее, производят разрушение водонефтяной смеси находящейся в емкости с пробой, при ее экспонировании в емкости с водой в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в воде до формирования водонефтяной границы раздела в емкости с пробой, с определением количества циклов.

Определение значения агрегативной устойчивости исследуемой водонефтяной смеси осуществляют с использованием эталонных проб, с долей воды в них равной начальному, среднему и верхнему значениям. По количеству циклов экспонирования для каждой эталонной пробы строится график зависимости агрегативной устойчивости от количества циклов экспонирования водонефтяной смеси (ВНС) до формирования водонефтяной границы.

На фиг.3 представлены результаты экспериментальных исследований изменения состояния ВНС при экспонировании. Можно видеть, что после проведения 28 циклов экспонирования ВНС и обработки воды электрическим током происходит разрушение ВНС и формирование границы раздела нефть-вода. Таким образом, количество циклов экспонирования эмульсии, необходимое для достижения ВНС состояния разрушения, характеризует агрегативную устойчивость ВНС. Чем больше циклов требуется для разрушения эмульсии, тем выше агрегативная устойчивость исследуемой ВНС. N_ц – количество циклов экспонирования ВНС в воде и обработки воды постоянным электрическим током до формирования границы раздела нефть-вода (скв. 688, Гремихинское нефтяное месторождение)

Для реализации второго варианта исполнения способа производят отбор пробы исследуемой водонефтяной смеси. Пробу_1 отбирают на устье скважины в количестве, необходимом для приготовления эталонных проб водонефтяной смеси и делят на две части (проба_1.1; и проба_1.2). Пробу_1.1 и пробу_1.2 отстаивают не менее суток. Из пробы_1.1 отделяют и измеряют массовую долю агрегативно-неустойчивой воды. Тщательно перемешивают отстоявшуюся пробу_1.1.1. Сразу после окончания перемешивания измеряют массовую долю агрегативно-устойчивой воды методом титрования по Карлу Фишеру с последующим определением значения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси. Таким образом, получают эталонную пробу с объемной или массовой долей воды, равной начальному значению диапазона измерений объемной или массовой доли воды. Эталонные пробы с объемной или массовой доли воды, равной, среднему и верхнему значению диапазона измерений объемной или массовой доли воды получают путем добавления известного количества пластовой воды к пробе_1.1. Далее повторяют действия аналогичные для эталонной пробы с объемной или массовой долей воды, равной начальному значению диапазона измерений объемной или массовой доли воды.

Пробу_1.2 после отстаивания не менее суток экспонируют в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в воде, до формирования водонефтяной границы раздела и определяют количество циклов, необходимых для разрушения ВНС. Также экспонируют и определяют количество циклов, необходимых для разрушения ВНС, пробы после добавления известного количества пластовой воды, соответствующие среднему и верхнему значению диапазона измерений объемной или массовой доли воды.

По результатам полученных значений количества циклов экспонирования для каждой эталонной пробы строится график соответствия агрегативной устойчивости и количества циклов экспонирования ВНС до формирования границы раздела нефть-вода. Данный график используется для определения агрегативной устойчивости исследуемой ВНС при найденном значении количества циклов экспонирования до формирования границы раздела нефть-вода.

Предлагаемый способ может найти широкое применение для оценки эффективности различных технологий нефтедобычи и их совершенствовании. Например, на фиг.4 представлены графики изменения величин агрегативной устойчивости ВНС при повышении глубины подготовки нефтепромысловой сточной воды. Ауn – агрегативная устойчивость ВНЭ нефтепромысловой сточной воды, характерная для выбранного уровня подготовки нефтепромысловой сточной воды, Ауо – агрегативная устойчивость ВНЭ нефтепромысловой сточной воды, поступающей на установку подготовки нефти (УПН «Черновское»), 1₄ – гравитационный отстой в нефтеловушке, 2₄ – базовый цикл подготовки нефтепромысловой сточной.

На фиг.5 представлены графики изменения величин агрегативной устойчивости ВНС при изменении способа подъема нефти. Ауn – агрегативная устойчивость ВНЭ, характерная для способа подъема нефти, Ауо – агрегативная устойчивость ВНЭ водонефтяной эмульсии, отобранной на приеме насоса, 1₅ – УШГН, 2₅ – УЭЦН.

Кроме того, предлагаемый способ может использоваться при выборе технологий воздействия на нефтяные пласты для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи.

Например, на фиг.6 представлены графики изменения величины агрегативной устойчивости ВНС после применения технологий воздействия на призабойную зону пласта: оптимизации норм отбора пластовой жидкости, солянокислотной обработки, кислотного гидравлического разрыва пласта; циклической паротепловой обработки скважин. Ауn – агрегативная устойчивость ВНС, характерная для примененной технологии воздействия на призабойную зону пласта, Ауо – агрегативная устойчивость ВНС, отобранной в скважинах до воздействия на призабойную зону пласта, 1₆ – технология оптимизации норм отбора пластовой жидкости (ОНОПЖ), 2₆ – технология солянокислотной обработки скважины (СКО), 3₆ – технология кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП), 4₆ – технология циклической паротепловой обработки скважины (ЦПТОС).

Промысловые исследования изменений кратности роста величины агрегативной устойчивости ВНС в зависимости от примененной технологии воздействия на призабойную зону пласта были проведены на Мишкинском (СКО), Черновском (КГРП) и Гремихинском (ОНОПЖ, ЦПТОС) нефтяных месторождениях.

Из данных на фиг.6 следует, что наибольшая кратность роста величины агрегативной устойчивости ВНЭ характерна для технологии циклической паротепловой обработки скважины. Кратность роста величины агрегативной устойчивости ВНЭ равна 2,3. Таким образом, применение технологии циклической паротепловой обработки скважины оказывает самое большое деформационное влияние на пласт. Из этого следует, что данная технология должна применяться только после реализации других технологий.

Список литературы

1. Прибуш А.Г. Определение агрегативной устойчивости эмульсий по скорости коалесценции капель электролита в органической среде //Теор. основы хим. технолог., 1990, т. 24. – N 6.–с.827–832.

2. RU 2106629, МПК G01N 33/26. Способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии / Веревкин А.П., Хафизов А.Р., Исмаков Р.М.; ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет – № 96113916/25; заявл. 04.07.1996; опубл. 10.03.1998

3. Беляков В.Л. Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды. – М.: Недра,1988, с. 232.

4. Есельсон М.П., Кучеров Я.М., Яновский В.Ю. Спектральные методы анализа. – Изд-во ВНИИОЭНГ, 1977.

5. ГОСТ Р8.1007–2022. Объемная и массовая доля воды в нефтегазаводяной смеси. Комбинированный метод измерения.

6. ГОСТ Р 54284 Нефти сырые. Определение воды кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру.

7. ГОСТ 2477–65. Метод определения содержания воды в нефтях и нефтепродуктах.

8. ГОСТ 2477–2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

9. Веревкин А.П. и др. Оценка эффективности и оптимизации расходования деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти. // ЭИ Сер.: Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, Вып. 4, с.38–47, 1991.

10. AGTM Д4007- 11(2016)e1. Standard test method for water and sediment in crude oil by the centrifuge method (Laboratory Procedure)/

11. Виноградов В.М. Основные свойства и принципы разрушения нефтяных эмульсий. М., МИНХ и ГП, 1974.

12. Мифтахова Г.М., Быковский Н.А. Совершенствование технологии подготовки нефтепромысловых сточных вод для заводнения /Г.М. Мифтахова, Быковский Н.А. // Ашировские чтения: тезисы докладов Международной научно–практической конференции. – Самара: Издательство СамГТУ, 2002. – С. 44.

Изобретение относится к промысловой практике добычи нефти, может быть использовано для исследования свойств добываемой водонефтяной смеси. Описан способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси, включающий отбор, дегазирование и отстаивание пробы, отделение и измерение объема свободной воды V_св, центрифугирование отстоявшейся водонефтяной смеси и измерение выделившегося объема агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}, разрушение водонефтяной смеси находящейся в емкости с пробой, при ее экспонировании в емкости с водой в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в воде до формирования водонефтяной границы раздела в емкости с пробой, с определением количества циклов, измерением выделившегося объема агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} и последующим расчетом значения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по формуле , где А_у – агрегативная устойчивость водонефтяной смеси, V_общ - общая доля воды в отобранной пробе, V_{агр неуст} – доля агрегативно-неустойчивой воды. Технический результат - определение агрегативной устойчивости водонефтяной смеси в промысловых условиях с содержанием агрегативно-устойчивой воды более 10 %, повышение достоверности определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ определения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси, включающий отбор, дегазирование и отстаивание пробы, отделение и измерение объема свободной воды V_св, центрифугирование отстоявшейся водонефтяной смеси и измерение выделившегося объема агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}, разрушение водонефтяной смеси находящейся в емкости с пробой, при ее экспонировании в емкости с водой в постоянном электрическом поле, создаваемом циклически в воде до формирования водонефтяной границы раздела в емкости с пробой, с определением количества циклов, измерением выделившегося объема агрегативно-устойчивой воды V_{агр уст} и последующим расчетом значения агрегативной устойчивости водонефтяной смеси по формуле

, где где А_у – агрегативная устойчивость водонефтяной смеси, V_общ - общая доля воды в отобранной пробе, V_{агр неуст} – доля агрегативно-неустойчивой воды.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что оставшуюся в емкости с пробой водонефтяную смесь смывают измеренным объемом органического растворителя и учитывают при определении объема агрегативно-неустойчивой воды V_{агр неуст}.