The effect of formation temperature and constituent components on rheological parameters of water-oil emulsions

• Autorzy: Gurbanov Guseyn R. , Nurullayev Vali Kh. , Gasimzade Aysel V.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2024.05.06

Warianty tytułu

PL

Wpływ temperatury złożowej i elementów składowych na parametry reologiczne emulsji wodno-ropnych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

This article investigates the correlation between freezing temperature, viscosity, and oil deposit levels in samples from the Muradkhanli and Surakhany fields, as well as in model oils created under laboratory conditions, both in commodity and emulsion forms. The focus is on the influence of asphaltene-resin-paraffin compounds, the primary components of these samples. Laboratory experiments were conducted at temperatures of 10°C, 20°C, 40°C, and 60°C, utilizing crude oil samples with dilution levels ranging from 5% to 40% for emulsified oil. Freezing temperatures and viscosity values were determined using established standard methods, while the amount of paraffin deposits was assessed through the "Cold finger test" method. Analysis of numerous experiments revealed that freezing temperature, viscosity of water-oil emulsions, and paraffin deposit levels formed on cold surfaces primarily hinge on the temperature of emulsion formation and the water content percentage. It was also observed that water content affects the rheological properties of emulsions formed at 10°C and 20°C, while freezing temperature undergoes minimal changes. An increase in water content leads to heightened viscosity. However, in water-oil emulsions formed at 40°C and 60°C, rheological parameters exhibit different trends. Emulsions formed at 40°C demonstrate maximum freezing temperatures, accompanied by increased asphaltene-resin-paraffin deposits and viscosity across the temperature spectrum. Conversely, water-oil emulsions formed at 60°C exhibit minimal freezing temperatures, deposit content, and viscosity values. Thus, the analysis of water-oil emulsion group composition indicates that these emulsions are mainly stabilized and rendered stable by the presence of asphaltene-resin components.

PL

W artykule przeanalizowano zależność temperatury krzepnięcia, lepkości oraz ilości osadów z ropy naftowej dla próbek pochodzących ze złóż Muradkhanli i Surakhany, oraz modelowej ropy przygotowanej w warunkach laboratoryjnych w postaci surowej i emulsji, w odniesieniu do ilości związków asfaltenowo-żywiczno-parafinowych, które są ich głównymi składnikami. Eksperymenty laboratoryjne przeprowadzono w temperaturach 10, 20, 40 i 60°C, używając próbek ropy naftowej o stopniach rozcieńczenia od 5% do 40% jako zemulgowanej ropy naftowej. Temperaturę krzepnięcia oraz lepkość pobranych próbek ropy naftowej określono za pomocą odpowiednich metod standardowych, natomiast ilość osadów parafinowych oznaczono metodą "Cold finger test". Analiza wyników licznych eksperymentów wykazała, że temperatura krzepnięcia, lepkość emulsji wodno-ropnych oraz ilość osadów parafinowych na zimnych powierzchniach zależą głównie od temperatury tworzenia emulsji oraz procentowej zawartości wody. Badania wykazały również, że zawartość wody wpływa na wartość właściwości reologicznych emulsji formowanych w temperaturze 10 i 20°C, podczas gdy temperatura krzepnięcia ulega minimalnym zmianom. Wzrost zawartości wody w emulsji prowadzi do wzrostu lepkości. Natomiast emulsje wodno-ropne formowane w temperaturze 40 i 60°C wykazują odmienne tendencje w parametrach reologicznych. Emulsje utworzone w temperaturze 40°C charakteryzują się maksymalnymi temperaturami krzepnięcia, zwiększoną ilością osadów asfaltenowo- -żywiczno-parafinowych oraz lepkością w całym zakresie temperatur. Natomiast emulsje wodno-ropne formowane w temperaturze 60°C wykazują minimalne temperatury krzepnięcia oraz minimalną ilość osadów i wartość lepkości. Zatem zgodnie z wynikami analizy składu grupowego emulsji wodno-ropnych ustalono, że badane emulsje są ustabilizowane i stają się trwałe głównie dzięki obecności składników asfaltenowo-żywicznych.

Słowa kluczowe

EN

Muradkhanli; Surakhany; oil field; model oil; asphaltene; resin; paraffin; emulsion; freezing temperature

PL

złoża ropy naftowej; Muradkhanli; Surakhany; ropa modelowa; asfalten; żywica; parafina; emulsja; temperatura krzepnięcia

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2024
• Tom: R. 80, nr 5
• Strony: 301--311
• Opis fizyczny: Bibliogr. 16 poz., rys.

Twórcy

autor

Gurbanov Guseyn R.

• Azerbaijan State Oil and Industry University

autor

Nurullayev Vali Kh.

• Oil pipelines department of SOCAR

autor

Gasimzade Aysel V.

• Azerbaijan State Oil and Industry University

Bibliografia

• Bakhtizin R.N., Karimov R.M., Mastobaev B.N., 2016. The impact of high molecular weight components on rheological properties depending on the structural group and fractional composition of oil. SOCAR Proceedings, 1: 42–50.
• Glushchenko V.N., 2007. Evaluation of the efficiency of asphalteneresin-paraffin deposit inhibitors. Oil Economy, 5: 84–87.
• Jennings D.W., Weispfennig K., 2005. The effect of shear and temperature on WOX Deposition Cold finger investigation with a Gulf of Mexico Crude Oil. Energy Fuels, 19(4): 1376–1386. DOI: 10.1021/ef049784i.
• Khairov G.I., 1996. The research of the impact of magnetic treatment of aqueous solutions of surfactants on their oil-displacing ability. Construction of oil and Gas Wells Onshore Offshore, 4: 18–19.
• Khidr T.T., 2011. Pour point depressant additives for waxy gas oil. Petroleum Science and Technology, l: 19-28. DOI: 1080/10916460903330155.
• Matiyev K.I., Agazade A.D., Keldibaeva S.S., 2016. Removal of Asphaltene-Resin-Paraffin Deposits of Various Fields. SOCAR Proceedings, 4: 64–68. DOI: 10.5510/OGP20160400299.
• Mingalev P.G., Grishaev P.A., Erlikh G.V., Lisichkin G.V., 2022. Magnetic sorption deasphalting of oil fractions. Chemistry and Chemistry, Technology, 11: 76–82.
• Mukhamadiev A.A., Notov S.V., 2008. Results of pilot tests of the demulsifier “Alkiox-516” at the facilities of “Samotlorneftegaz” OJSC. Oil Industry, 5: 74–75.
• Nebogina N.A., Prozorova I.V., Yudina N.V., 2008. Impact of water content in oil on the formation and rheological properties of water-oil emulsions. Oil Industry, 12: 90–92.
• Nebogina N.A., Yudina N.V., Prozorova I.V., 2018. Influence of temperature of formation of water-oil emulsions on their structural and rheological properties.Chemical Technology and Biotechnology,3: 67–78.
• Nurullayev V.H., Murvatov F.T., Gasimzade A.V., 2022. On the issues of perspective for the development of the Siyazan monoclinal oil field of the republic of Azerbaijan. SOCAR Proceedings.1: 84–89.
• Nurullayev V.H., Usubaliyev B.T., Gurbanov G.R., Gasimzade A.V., 2023. Coordination compounds for rheological and physical chemical regularity of energy consumption decrease while transporting crude oils. Turkish Journal of Engineering, 3: 180–185. RD 39-3-812-82. 1983. Methodology for determining the pour point of paraffin oils. Rheological properties.
• Shadrina P.N., 2015. Methodological aspects of ensuring the phase stability of oilfield fluids during oil production, transportation and treatment. Oil and Gas Business, 6: 218–233.
• Tolokonsky S.I., Sherstnev N.M., Dityatyeva L.N., 2003. The combined impact of physical fields and surfactant composition (NMK-21) on paraffin deposits. Construction of Oil and Gas Wells in the Present and at Sea, 1: 28–36.
• Wilde J., 2009. Chemical treatment to combat paraffin deposits. Oil and Gas Technologies, 9: 25–29.