ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ ВЛИЯНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРА НА ВЯЗКОУПРУГОСТЬ НА ГРАНИЦЕ РАЗДЕЛА НЕФТЬ – ВОДА

Заводнение является широко используемым методом разработки на нефтяных месторождениях, и обводненность выходной жидкости нефтяных скважин постепенно увеличивается с увеличением закачиваемой воды в водяные скважины. Из-за присутствия в сырой нефти природных поверхностно-активных веществ, таких как смола, асфальтены и органические кислоты, легко образуется высокопрочная вязкоупругая пленка на границе раздела нефть – вода и стабильная эмульсия. Для облегчения хранения и транспортировки сырой нефти необходимо деэмульгировать эмульсию сырой нефти. В этой статье сырая нефть CQ была взята в качестве объекта исследования, и влияние типа деэмульгатора, концентрации, температуры деэмульгатора и свойств нефти – воды на вязкоупругость пленки на границе раздела нефть – вода было исследовано с помощью реометра, а затем был исследован механизм деэмульгирования. Результаты показывают, что чем ниже прочность пленки на границе раздела нефть – вода, тем лучше деэмульгатор. Кроме того, с увеличением концентрации деэмульгатора и температуры вязкоупругость на границе раздела нефть – вода уменьшается, а прочность межфазной пленки еще больше уменьшается. В целом эффект деэмульгирования будет значительно улучшен с увеличением концентрации деэмульгатора и температуры, а эффект дегидратации будет лучше. Результаты исследований могут предоставить теоретические рекомендации для полевого применения деэмульгирования.

1. Ding Y., Li H., Jia J., et al. Synthesis of a demulsifier for treating crude oil-in-water emulsion through a straightforward low-temperature process. Journal of Molecular Liquids, 2024, vol. 410, p.125635.

2. Wang H., Wu Y., Wu Z., et al. Preparation of a low-temperature poly (amino acids) demulsifier and its demulsification mechanism. Fuel, 2024, vol. 365, p.131237.

3. Jiang S., Li Q., Ma Q., et al. Efficient Demulsification Performance of Emulsified Condensate Oil by Hyperbranched Low-Temperature Demulsifiers. Molecules, 2023, vol. 28, p. 7524.

4. Li M., Huang H., Liu J., et al. A gemini ionic liquid and its low-temperature demulsification performance in water-in-crude oil emulsions. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 2023, vol. 671, p. 131696.

5. Feng X., Liu S., Liu H., et al. A low temperature demulsifier with double hydrophobic chains was prepared by a one-step method. Geoenergy Science and Engineering, 2023, vol. 226, p. 211573.

6. Li Z., Fuentes J., Chakraborty A., et al. Dehydration of water-in-crude oil emulsions using polymeric demulsifiers: A model for water removal based on the viscoelastic properties of the oil–water interfacial film. Fuel, 2023, vol. 332, p. 126185.

7. Keita A., Furitsu S., Yoshihiro Y., et al. Relationship between air-water interfacial dilational viscoelasticity and foam property in aqueous solutions of sodium alkylsulfates with different hydrocarbon chains. Journal of Dispersion Science and Technology, 2020, vol. 42, pp. 1218–1224.

8. Fan Y., Simon S., Sjöblom J. Interfacial shear rheology of asphaltenes at oil-water interface and its relation to emulsion stability：Influence of concentration, solvent aromaticity and nonionic surfactant. J. Colloids and Surfaces A：Physicochemical and Engineering Aspects, 2010, vol. 366, pp. 120–128.

9. Vincent J.V., Rosemary K.L., Peter K.K. Adsorption and molecular rarrangement of amphoteric species at oil-water interfaces. Journal of Physical Chemistry B, 2009, vol. 113, pp. 13788–13799.

10. Kendra A.E., Jeffrey D.M., Jonathan T.S., et al. Shear and dilational interfacial rheology of surfactantstabilized droplets. Journal of Colloid and Interface Science, 2012, vol. 377, pp. 442–449.

11. Qiao X., Miller R., Schneck E., et al. Effect of surfactants on the interfacial viscoelasticity and stability of silk fibroin at different oil/water interfaces. Journal of the science of food and agriculture, 2023, vol. 104, pp. 2928–2936.