Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

The research of multifunctional properties of the new composition named AZ-1

Gurbanov Guseyn R., Abdullayeva Zeynab A.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 6

376--382

EN

This article presents the results of the study of multifunctional properties of a new composition, with the conventional name AZ-1, which was prepared from various reagents under laboratory conditions. For this purpose, the results of its effect on a number of rheological parameters of commodity oil and the corrosion rate in hydrogen sulphide formation water have been interpreted. Laboratory experiments were conducted using concentrations of 100, 300, 500, 700 and 900 g/t of the composition, all following established standard methods. For the research purposes, the oil sample was taken from Narimanov field of SOCAR, and the aggressive medium was hydrogen sulphide formation water taken from well No. 1082 of “Bibiheybatneft” OGPD. Numerous experiments have shown that the optimum consumption rate of AZ-1 composition is 700 g/t. AZ-1 composition reduces the freezing temperature from +14°C to –8°C by improving the fluidity of the studied oil sample at optimal viscosity. The value of the shear stress limit of the anomalous oil sample is also drastically reduced. During the experiments carried out using the “cold finger test” method, it was found that AZ-1 composition has a high effect on oil deposits. At the temperature of +5°C of the “cold finger test”, its efficiency was 90% at the optimal consumption rate. During the effect of AZ-1 composition on the corrosion rate in hydrogen sulphide formation water, the protection effect increases at the concentration of 100–700 g/t and varies between 85–98%. At 900 g/t, the value of the protective effect is relatively reduced to 82%, and this is an indicator that the optimum consumption rate of AZ-1 composition is 700 g/t.

PL

W niniejszym artykule przedstawiono wyniki badań wielofunkcyjnych właściwości nowej kompozycji, której nadano nazwę zwyczajową AZ-1, przygotowanej z użyciem różnych odczynników chemicznych w warunkach laboratoryjnych. W tym celu dokonano interpretacji wpływu tej kompozycji na szereg parametrów reologicznych wody złożowej zawierającej siarkowodór. Eksperymenty laboratoryjne przeprowadzono przy użyciu stężeń 100, 300, 500, 700 i 900 g/t mieszaniny, stosując określone standardowe metody. Próbka ropy naftowej do badań została pobrana ze złoża Narimanov, należącego do SOCAR, a czynnikiem korozyjnym była woda złożowa zawierająca siarkowodór, pobrana z odwiertu nr 1082 należącego do OGPD „Bibiheybatneft”. Liczne eksperymenty wykazały, że optymalny dodatek kompozycji AZ-1 wynosi 700 g/t. Kompozycja AZ-1 obniża temperaturę krzepnięcia z +14°C do –8°C, zwiększając płynność badanej próbki ropy naftowej przy jej optymalnej lepkości. Wartość granicznego naprężenia ścinającego anomalnej próbki ropy również uległa znacznemu obniżeniu. Podczas badań przeprowadzonych metodą „cold finger test” stwierdzono, że kompozycja AZ-1 ma duży wpływ na wytrącanie osadów z ropy naftowej. W badaniu metodą „cold finger test” w temperaturze +5°C skuteczność wynosiła 90% przy optymalnym dodatku kompozycji. Podczas badania wpływu kompozycji AZ-1 na szybkość korozji w wodzie zawierającej siarkowodór, efekt ochronny wzrasta przy stężeniach 100-700 g/t, wynosząc 85-98%. Przy 900 g/t wskaźnik efektu ochronnego ulega względnemu obniżeniu do 82%, co wskazuje, że optymalny dodatek kompozycji AZ-1 wynosi 700 g/t.

2

The effect of oil-water interfacial tension on the stability of oil emulsions

Gurbanov Guseyn R., Gasimzade Aysel V.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 3

179--185

EN

The stability of crude oil emulsions sourced from wells in two distinct fields distinguished by varying physicalchemical properties was analysed. The oil taken from the wells of Muradkhanli and Balakhani fields of State Oil Company of the Azerbaijan Republic (SOCAR) has been used as the research object. Demulsification of both oils, whose composition differs in the amount of high molecular compounds, has been investigated through the static settling method for 2, 4, 6, 8, 10 and 12 hours, and the amount of residual water in the oil has been recorded. In the same time interval, the oils have been tested by adding n-hexane and phenol to them, respectively. During the experiments, it was discovered that after the addition of n-hexane, which is a saturated hydrocarbon, the surface tension force increased in both oil samples and caused the formation of water in the form of a dispersed phase in the oil, which resulted in an increase in stability. In particular, as the concentration of n-hexane in oil increased, oil emulsions became aggregative and kinetically stable. The experiments conducted involving the addition of phenol to oils revealed that an increase in the volume of phenol in the oil led to a decrease in the surface tension force at the oil-water boundary, thereby accelerating the demulsification process. Subsequently, the research extended to investigating the emulsion stability of the oil samples by adding phenol and n-hexane in varying proportions. It was observed that an increase in the phenol ratio expedited the demulsification process, whereas a higher hexane ratio weakened it. Throughout the experimental tests, fluctuations in demulsification rates were noted upon the addition of organic substances to the oil samples. Furthermore, an increase in the concentration of high molecular compounds in the oil composition resulted in elevated surface tension, posing challenges in separating the water phase from the oil. The demulsification ability of organic substances added to crude oil samples, compositions A, B and C (25% n-hexane and 75% phenol (conditional name A), 50% n-hexane and 50% phenol (conditional name B), 75% n-hexane and 25% phenol (conditional name C)) prepared on the basis of these organic substances was examined depending on the surface tension.

PL

Przeanalizowano stabilność emulsji ropy naftowej pobranej z odwiertów w dwóch odrębnych złożach, charakteryzujących się zróżnicowanymi właściwościami fizykochemicznymi. Ropa pobrana z odwiertów na złożach Muradkhanli i Balakhani należących do Państwowej Kompanii Naftowej Republiki Azerbejdżanu (SOCAR) została wykorzystana jako obiekt badawczy. Deemulgacja obu rodzajów ropy, których skład różni się ilością związków o dużej masie cząsteczkowej, została zbadana za pomocą metody statycznej sedymentacji przez 2, 4, 6, 8, 10 i 12 godzin, po czym zarejestrowano ilość wody pozostałej w próbce. W tych samych przedziałach czasowych przetestowano analizowane próbki ropy poprzez dodanie do nich odpowiednio n-heksanu i fenolu. Podczas eksperymentów odkryto, że po dodaniu n-heksanu, który jest węglowodorem nasyconym, siła napięcia powierzchniowego wzrosła w obu próbkach ropy, co spowodowało powstanie wody w postaci fazy rozproszonej w ropie, co zaowocowało zwiększeniem stabilności. W szczególności, w miarę wzrostu stężenia n-heksanu w ropie, emulsje ropne stały się agregacyjne i kinetycznie stabilne. Przeprowadzone eksperymenty dotyczące dodania fenolu do ropy wykazały, że wzrost objętości fenolu w ropie spowodował zmniejszenie siły napięcia powierzchniowego na granicy ropa-woda, przyspieszając tym samym proces deemulgacji. Następnie badania zostały rozszerzone na badanie stabilności emulsji próbek ropy poprzez dodanie fenolu i n-heksanu w zróżnicowanych proporcjach. Zaobserwowano, że wzrost stosunku fenolu przyspieszył proces demulsyfikacji, podczas gdy wyższy stosunek heksanu osłabił go. W trakcie testów eksperymentalnych odnotowano wahania w tempie deemulgacji po dodaniu substancji organicznych do próbek ropy. Ponadto wzrost stężenia związków o dużej masie cząsteczkowej w składzie ropy spowodował wzrost napięcia powierzchniowego, co utrudniło oddzielanie fazy wodnej od ropy. Zbadano zdolność deemulgacyjną substancji organicznych dodanych do próbek ropy naftowej, kompozycji A, B i C (25% n-heksanu i 75% fenolu (nazwa warunkowa A), 50% n-heksanu i 50% fenolu (nazwa warunkowa B), 75% n-heksanu i 25% fenolu (nazwa warunkowa C)), przygotowanych na podstawie tych substancji organicznych, w zależności od napięcia powierzchniowego.

3

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

Gurbanov Guseyn R., Nurullayev Vali Kh., Gasimzade Aysel V.

Nafta-Gaz

|

2024

|

R. 80, nr 5

301--311

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.