Оценка влияния pН пластовой воды на стабильность водонефтяных эмульсий
Authors: Косицына С.С. , Баталина Л.С. , Бурюкин Ф.А. , Сафин В.А. 
Published: October 2024

Многие предприятия нефтедобычи сталкиваются с осложнениями в виде образования стойких множественных водонефтяных эмульсий. Принято выделять множество возможных причин образования таких эмульсий, начиная от химического состава самой нефти и свойств попутно-добываемой воды, и до применяемых буровых растворов, нефтевытесняющих составов, технологий обработки призабойной зоны пласта, способов добычи нефти. Все эти факторы часто работают в комплексе, что сильно осложняет анализ ситуации. В данной статье представлены результаты экспериментальных исследований по определению степени влияния рН пластовой воды с низкой и достаточно высокой минерализацией на стойкость водонефтяных эмульсий. Эмульсии готовили с использованием восточносибирских нефтей с различным химическим составом. В качестве пластовой воды использовали модельный раствор с общей минерализацией не более 1 г/л и пластовую воду Куюмбинского месторождения с минерализацией 47 г/л. Стабильность эмульсии оценивали по изменению толщины слоя свободной воды в единицу времени при помощи прибора TurbiscanLAB в течение 1 часа при 20 С. В результате экспериментов установлено, что в модельной пластовой воде для обеих нефтей прослеживается достаточно высокая скорость разделения эмульсий при рН346, для нефти ванкорского месторождения также в щелочной среде (рН8-9). Стойкость эмульсий в минерализованной пластовой воде при кислых рН существенно возрастает, в особенности для нефти, содержащей большее количество асфальтенов. При любой минерализации эмульсии с нефтью, содержащей в два раза больше силикагелевых смол, являются существенно более устойчивыми.

Many oil companies have problems in oil production, such as the formation of persistent oil-water emulsions. Typically, the possible reasons for the formation of such emulsions are the chemical composition of oil, the properties of formation water, and the use of various drilling fluids, oil displacing compositions, technologies for treating the bottom-hole zone of the formation, and methods of oil production. Often, many of these factors influence, which greatly complicates the analysis of the situation. This article presents the results of experimental studies to determine the degree of influence of the pH of formation water with low and sufficiently high salinity on the stability of oil-water emulsions. Emulsions were prepared using East Siberian oils with various chemical compositions. As the formation water, we used a model solution with a total salinity of not more than 1 g/l and produced water of the Kuyumbinsky field with a salinity of 47 g/l. The stability of the emulsion was evaluated by changing the thickness of the free water layer per unit time using a TurbiscanLAB device for 1 hour at 20 C. As a result of experiments, it was found that in the model formation water for both oils a sufficiently high emulsion separation rate is observed at pH 3 4 6, for oil from the Vankor field also at pH 8-9. The stability of emulsions in mineralized formation water at acidic pH increases significantly, especially for oil containing a greater amount of asphaltenes. With any mineralization, emulsions with oil containing twice as much silica gel resins are significantly more stable.