Ключевые слова: краевой угол смачивания, водонасыщенность нефтепродуктов, Самотлорское месторождение, процесс смачивания, содержание воды, нефть.
Анализ смачивающих свойств жидкостей и флюидов широко применяется в различных областях науки, включая нефтеразработку и нефтегазопромысловую геологию. В частности, нефть с водонасыщенностью более 0,5 % затруднительно протекает по трубопроводу, потому что жидкость выпадает на стенки. Следовательно, требуется предварительно определить процентное содержание воды в нефти и нефтепродуктах. Это довольно трудоемкий процесс. Существует несколько способов определения данной величины, но все они требуют большого количества времени и дорогостоящего оборудования.
Цель статьи заключается в разработке экспресс-метода определения водонасыщенности нефтепродуктов по краевому углу смачивания. Метод основан на том, что водонасыщенность сказывается на смачивающих свойствах флюида.
В рамках настоящей статьи проанализированы факторы, влияющие на процесс смачивания и проведено сравнение разработанного метода с существующими в настоящий момент. Также предлагается анализирующее консольное приложение, которое по введенным данным измерений может определить приблизительные показатели водонасыщенности.
Явление смачивания
Смачивание характеризуется краевым углом Ѳ.
Факторы, влияющие на Ѳ, и меры, предпринятые чтобы нивелировать данные факторы:
- Полярность фаз. Процессы адсорбции. Шероховатость поверхности. Для всех проб брались одинаковые стекла
- Концентрация ПАВ. Для измерений брались одинаковые пробы чистой нефти юрского периода (Самотлорское меторождение, пласт Ю2)
- Температура. Характеристики растворенного газа. Все измерение проводились в лаборатории при постоянной температуре 20С.
- Давление. С ростом давления смачиваемость пород водными растворами ухудшается. Все измерения проводились при одинаковом атмосферном давлении 30.50 inHg.
- Состав вытесняемой воды. Воды пласта Ю2 минерализованные.
- Минералогический состав . Так как рассматриваются характеристики нефти для протекания по трубопроводу — этот пункт нивелируется.
Разработка метода анализа нефтепродуктов на процентное содержание жидкости
В ходе исследования была выявлена зависимость краевого угла смачивания от водонасыщенности нефти. Бралась нефть трех различных проб Самотлорского месторождения (пласт Ю2). Несмотря на погрешность, которая в некоторых измерениях достигала 18 % наблюдалась хорошая сходимость кривых во всех пробах. Анализируя среднее по данным графикам, видно, что вода увеличивает угол смачиваемости нефтью, что объясняется разницей плотностей воды и нефти (средняя плотность нефти Самотлорского месторождения — 848 кг/м3).
Ход работы :
— Нефть отмерялась автоматической пипеткой объемом 1000 мкл
— В капли нефти объемом Х мкл добавляли по (100-Х) мкл воды, так чтобы объем общей капли составлял ровно 100 мкл
— Фиксируя изменения угла смачивания, были получены зависимости (см. графики на рис. 1 и 2 для %-содержания нефти в капле)
— Для уменьшения погрешности проводились опыты с 7–10 каплями для каждой пробы.
— Каждое измерение проводилось на новом стерильном предметном стекле.
Рис. 1. Зависимость угла смачивания нефти стеклом (в градусах) от % содержания воды в ней
Рис. 2. Зависимость %-содержания воды в нефтепродукте от угла смачивания (следует из графика 1)
Заключение
В результате серии опытов был разработан экспресс-метод определения водонасыщенности нефтепродуктов по краевому углу смачивания.
В ходе исследования был изучен процесс смачивания, выявлены факторы, оказывающие влияние на данный процесс, проанализированы преимущества и недостатки существующих методах анализа нефтепродуктов на водонасыщенность.
Данный экспресс-метод анализа нефти на водонасыщенность будет актуален в случае отсутствия времени или оборудования для более тщательного анализа, так как в некоторых измерениях погрешность достигала 18 %, но тем не менее в некоторых случаях даже такой точности бывает достаточно чтобы определить пригодность нефти для дальнейшего применения в определенной сфере.
Литература:
1) Сумм, Б. Д. Физико-химические основы смачивания и растекания. / Б. Д. Сумм, Ю. В. Горюнов, 1976. — c. — Текст: непосредственный.
2) А.Шварц, Дж Перри. Поверхностно активные вещества. — М.: Иностранной литературы, 1953. — С. 250. — 550 с.
3) Газилов Р. Э., Солодова Н. Л., Ваганов Б. Р. Трубопроводный транспорт тяжелой нефти и битумов. — Вестник технологического университета. 2017. — Т.20, № 10
4) M. S. Rana. V. М. Samano. J. A. Ancheyta J. А. Diaz. 2007. А review of recent advances on process technologies for upgrading of heavy oils and residua. Fuel 86, l216 — l23l.
5) И. И Ерошкина. Влияние малых полимерных добавок на частоту пристенных турбулентных выбросов при течении жидкостей в трубопроводе/ И. И. Ерошкина. В. И. Марон. А. Д. Прохоров. C. H. Челнинцев // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2000. -№ 4. — С. 29–30.
6) Патент РФ 2105923, МКИ F17 D 1/16, Способ трубопроводного транспорта высоковязких нефтей.
