Технология комплексного контроля состояния водонефтяной эмульсии в потоке

Евдокия Петровна Беляева; Юрий Николаевич Безбородов

doi:10.22213/2413-1172-2025-1-90-98

Авторы

Е. П. Беляева Сибирский федеральный университет
Ю. Н. Безбородов Сибирский федеральный университет

DOI:

https://doi.org/10.22213/2413-1172-2025-1-90-98

Ключевые слова:

метод контроля, гидродинамический режим, инверсия, эмульсия

Аннотация

Нефть для дальнейших процессов нефтехимической переработки требует первичной подготовки на месторождениях. Первичная подготовка заключается в отделении воды от нефти, однако образование стойких водонефтяных эмульсий в процессах добычи и внутрипромысловой подготовки осложняет процесс дальнейшей подготовки нефти. Определение характеристик нефтяных эмульсий имеет решающее, но сложное значение, как для науки, так и для многих промышленных применений. В связи с этим необходимо рассмотреть актуальные вопросы, связанные с динамическим мониторингом образования водонефтяных эмульсий. Цель статьи - изучение технологии комплексного контроля состояния водонефтяной эмульсии в потоке. Задачи исследования: изучение теоретических аспектов образования эмульсий; анализ существующих методов контроля состояния водонефтяной эмульсии в потоке, определение их достоинств и недостатков; разработка предложений по усовершенствованию методики контроля состояния водонефтяной эмульсии в потоке. Научная новизна исследования обусловлена тем, что проблема предотвращения образования высоковязких эмульсий в процессах нефтегазодобычи до сих пор не решена, а во время осуществления технологического процесса не все характеристики водонефтяной смеси контролируются; также это касается реологических свойств эмульсий. Данные о плотности водной и нефтяной фаз в эмульсии, вязкости водонефтяной эмульсии дадут возможность комплексно оценить состояние водонефтяной смеси в динамическом состоянии и определять возникновение явления инверсии фаз в эмульсии (обращение фаз). Комплексная методика, состоящая из модифицированной схемы контроля характеристик водонефтяной смеси, способа и алгоритма расчета коэффициента гидравлического сопротивления позволила определять явление инверсии в потоке и рассчитывать оптимальные параметры ведения технологического процесса внутрипромысловой перекачки нефти.

Биографии авторов

Е. П. Беляева, Сибирский федеральный университет

аспирант

Ю. Н. Безбородов, Сибирский федеральный университет

доктор технических наук, профессор

Библиографические ссылки

Самушкова Э. С. Причины образования водонефтяных эмульсий. Факторы стабильности // Нефтяная провинция. 2021. № 1 (25). С. 170-181.

Титова Л. М. Исследование распределения капель водной фазы до и после ультразвуковой обработки устойчивых водонефтяных эмульсий // Нефтегазовые технологии и экологическая безопасность. 2023. № 1. С. 15-21.

Марютина Т. А. Оценка эффективности магнитного и ультразвукового воздействия при разрушении промысловых водонефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2022. № 4. С. 70-73.

Борисевич Ю. П. Физическое моделирование изотермических горизонтальных простых трубопроводов, транспортирующих трехфазные системы (обратные водонефтяные эмульсии + СаСо3) при установившемся режиме течения // Естественные и технические науки. 2020. № 11. С. 155-158.

Шестаков Р. А., Дульченко А. А. Анализ реологических свойств водонефтяных эмульсий // Neftegaz.RU. 2022. № 12.

Кашаев Р. С., Козелков О. В., Кубанго Б. Э. Проточные протонные магнитно-резонансные анализаторы для контроля скважинной жидкости по ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2019. № 19 (1-2). С. 137-151.

Евдокимов И. Н., Коноплева В. С., Лосев А. П. Новая цифровая установка для определения поверхностного натяжения растворов промысловых ПАВ // Бурение и нефть. 2019. № 11. С. 46-53.

Cheng-Long Gao, Hong-Ze Gang, Jin-Feng Liu (2021) A New Benzylated Fatty Acid Amide Amphoteric Surfactant Derived from Hydrogenated Castor Oil with Ultra-Low Interfacial Tension between Crude Oil and Brine. Journal of Surfactants and Detergents, vol. 24, no. 1, pp. 45-52.

Lina M. Daza-Barranco, Angela C.P. Duncke (2023) Effect of kerosene aromaticity as a solvent on bulk and interfacial properties of Brazilian heavy crude oil with high asphaltene content. The Canadian Journal of Chemical Engineering, vol. 102, no. 1, pp. 67-73.

Гафаров Ш. А., Чернов М. В., Иванов А. Б., Фаизов Р. А. Использование спиртов с повышенной степенью этоксилирования с анионными ПАВ для повышения нефтеотдачи // Нефтегазовое дело. 2024. Т. 22. № 2. С. 91-106.

Пучков А. Ф., Спиридонова М. П., Куцов Д. А. Эластомерная композиция для манжеты пакерного устройства, эксплуатируемой в нефтяной буровой жидкости // Промышленное производство и использование эластомеров. 2022. № 2. С. 7-12.

Shuang Sun, Sihui Li, Huijia Yan, Henan Zou, Cuiping Yu (2021) The conformation and physico-chemical properties of pH-treated golden pompano protein on the oil/water interfacial properties and emulsion stability.International Journal of Food Science & Technology, vol. 57, no. 9, pp. 98-109.

Miller V.K., Ivanova L.V., Mansur G., Uertas Budilova S.K., Koshelev V.N., Primerova O.V. (2021) The structural features of resins and asphaltenes of crude oils from udmurtia oilfields. Chem Chem Tech, vol. 64, no. 10, pp. 113-118.

Нечаева О. А., Никитин В. И., Камаева Е. А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта путем введения поверхностно-активного вещества в рецептуру промывочной жидкости // Нефть. Газ. Новации. 2021. № 1 (242). С. 34-36.

Гусейнов Г. Г. Наноразмерные структуры, их свойства и применение для выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти // Научные исследования: итоги и перспективы. 2021. Т. 2, № 4. С. 3-16.

Дроздов А. С. Особенности использования полиномиальных моделей описания вязкости водонефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. 2024. № 2 (662). С. 33-37.

Афанасьев С. В. Инновационные способы разделения водонефтяных эмульсий и переработки нефтешламов // Neftegaz.RU. 2023. № 5 (137). С. 24-29.

Мансур Г. Исследование влияния группового химического состава нефти на свойства водонефтяных эмульсий // Бутлеровские сообщения. 2022. Т. 71. № 7. С. 86-93.