НЕФТЕХИМИЯ, 2022, том 62, № 6, с. 870-883

УДК: 665.622.43

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО

НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА И ЕГО ТАМПОНИРУЮЩИХ

СВОЙСТВ

Qiuxia Wang¹, Hongyu Wang¹

¹CNOOC China Ltd, Tianjin Branch, Tianjin, 300459 China

²China University of Petroleum-Beijing, Beijing, 102249 China

^*E-mail: sygc156@163.com

Поступила в редакцию 28 января 2022 г.

После доработки 20 февраля 2022 г.

Принята к публикации 11 ноября 2022 г.

В данной работе предлагается система диспергирования нефтешлама, улучшающая его стабильность

и закачиваемость за счет добавления соответствующих диспергаторов. Диспергаторы - своего рода

межфазные активные добавки с сильной липофильностью и гидрофильностью - могут значительно

уменьшить размер твердых частиц и существенно улучшить стабильность нефтешлама за счет разру-

шения (деэмульгирования) эмульсии вода/нефть и диспергирования твердых частиц. Экспериментально

установлено, что лучшим диспергирующим агентом для нефтесодержащих шламов, образующихся на

нефтяном месторождении Ляохэ (Liaohe, Китай), является сополимер акриловой кислоты и 2-акрил-

амидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (AA/AMPS); его оптимальная концентрация составляет

1 мас. %. Эксперименты показывают, что исходный и диспергированный нефтешлам обладают силь-

ной тампонирующей способностью; при этом степень тампонирования превышает 90% для песчаной

пробки с проницаемостью 10000 мД. Диспергирование не только значительно улучшает закачиваемость

нефтешлама, снижает количество аварий в процессе закачки и реализует глубокий контроль профиля,

что позволяет считать его потенциальной технологией обработки и применения нефтешлама на месте.

Ключевые слова: нефтешлам, диспергатор, тампонирование, эксперимент

DOI: 10.31857/S0028242122060090, EDN: NPZIRR

Нефтешламы являются одними из наиболее

ежегодно образуется около 300 тыс. т нефтешлама

значительных отходов, образующихся в нефтяной

[4].

промышленности. Это сложная эмульсия или су-

Нефтесодержащие шламы во многих странах

спензия различных нефтяных углеводородов, воды,

считаются опасными отходами, и их неправильная

тяжелых металлов и твердых частиц [1]. Как при

утилизация или недостаточная обработка могут

добыче, так и при переработке нефти может обра-

представлять серьезную угрозу для окружающей

зовываться большое количество нефтесодержаще-

среды и здоровья человека [1, 5, 6]. Из-за их опас-

го шлама. Согласно исследованию Silva L.J. с сотр.

ного характера, а также увеличения объемов про-

[2], ежегодно в мире может образовываться более

изводства во всем мире, эффективная обработка

60 млн т нефтешлама (в Китае - около 4.2 млн т);

нефтешлама стала глобальной проблемой.

во всем мире его накоплено уже более 1 млрд т.

В Китае ежегодное производство нефтешламов в

В последние годы были разработаны различные

нефтехимической промышленности оценивается в

методы обработки нефтешламов, которые можно

3 млн т [3]; так, только на месторождении Ляохэ

разделить на два типа: извлечение нефти и утили-

870

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАР

АКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА

871

зация шлама. К технологиям извлечения нефти из

нию на 2018 г. на нефтяном месторождении Ляохэ

нефтешлама относятся: экстракция растворителем

было проведено 45 испытаний по повторной закач-

[7], центрифугирование [8], замораживание/оттаи-

ке шлама и закупорке скважин с интенсификаци-

вание [9], пиролиз шлама [10], микроволновое об-

ей добычи нефти закачкой пара в пласт; в общей

лучение [11], электрокинетическая обработка [12],

сложности было повторно закачано 133 200 т неф-

ультразвуковое облучение [13], пенная флотация

тесодержащего шлама, а производство рециклово-

[14] и т. д. В целом, предпочтительными для пере-

го газойля было увеличено более чем на 20%.

работки являются нефтешламы с высоким содер-

Однако при закачке нефтешлама возникает мно-

жанием нефти (> 50%) и низким содержанием твер-

жество проблем, таких как высокое давление закач-

дой фазы (< 30%) [15]. Некоторые исследования

ки или блокировка насоса из-за сложного состава

показали, что нефтешлам, имеющий относительно

и плохого суспендирования нефтешлама. В связи

низкое содержание нефти (< 10%), все еще можно

с этим в данной статье предлагается система дис-

обработать для ее извлечения [16]. К технологиям

пергирования нефтешлама, улучшающая его ста-

утилизации шлама, главным образом, относятся:

бильность и закачиваемость за счет добавления

сжигание [17, 18], стабилизация/отверждение [19],

соответствующих диспергаторов. Были экспери-

окислительная (биохимическая) очистка [20], био-

ментально проанализированы состав и характери-

логическая очистка [21] и т. д. Для очистки в поле-

стики нефтешлама, особенно твердой фазы, а затем

вых условиях применяются как технологии извле-

выяснены механизмы его флокуляции и отложения.

чения нефти, так и технологии утилизации шлама.

Проведена оценка устойчивости диспергирован-

Однако из-за неподатливого характера нефтешлама

ного нефтешлама после добавления различных

немногие технологии могут достичь компромисс-

диспергаторов и проанализирован механизм его

ного баланса между соблюдением строгих эколо-

стабилизации. Наконец, проведено сравнение ха-

гических норм и снижением затрат на очистку [1],

рактеристики закачки и тампонирующих свойств

особенно в отношении нефтешлама с очень низким

исходного и диспергированного нефтяных шламов

содержанием нефти (< 10%).

посредством экспериментов с песочной пробкой.

Повторная закачка нефтешлама и закупори-

вание

- новая технология обработки, раз-

работанная в последние годы, заключающаяся в

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

повторной закачке нефтешлама (или закачке со-

Материалы. Используемый образец нефтесо-

вместно с химическими реагентами) в пласт для

держащего шлама был получен из бассейна сточ-

закупоривания каналов и улучшения единообразия

ных вод на нефтяном месторождении Ляохэ в Китае

профиля. Нефтесодержащий шлам хорошо совмес-

(рис. 1). Диспергаторы, используемые в этом ис-

тим с пластом, поскольку он образуется из самого

следовании, были закуплены у компании Taihe Co.,

пласта. Кроме того, нефтесодержащий шлам обла-

Китай: полиакриловая кислота (PAA), сополимер

дает превосходной термической стабильностью,

малеиновой и акриловой кислот (MA/AA), сополи-

хорошей стойкостью к сдвигу пласта и устойчи-

мер акриловой кислоты и 2-акриламидо-2-метил-

востью к загрязнению по сравнению с использова-

пропансульфоновой кислоты (AA/AMPS), обычно

нием обычных химических методов тампонирова-

применяемые на установках очистки сточных вод.

ния с применением таких материалов, как гель и

Химическая структура диспергаторов показана на

пена [22, 23]. Таким образом, технология обратной

рис. 2.

закачки нефтешлама и тампонирования может не

Анализ состава нефтесодержащего шлама.

только устранить загрязнение окружающей среды

Ниже приведены этапы трехфазного разделения и

и снизить затраты на очистку, но и повысить нефте-

анализа нефтешлама.

отдачу за счет улучшения единообразия профиля.

Эта технология успешно применялась на нефтя-

1. Определение содержания воды методом

ных месторождениях Китая, таких как Шэнли, Да-

сушки в печи, по которому некоторое количество

ган, Хуабэй, Ляохэ и Чжунъюань (Shengli, Dagang,

нефтешлама помещают в печь и сушат при 105°С

Huabei, Liaohe, Zhongyuan). Например, по состоя-

до постоянной массы.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

872

CHENG WANG и др.

Рис. 1. Образцы нефтесодержащего шлама из бассейнов сточных вод на нефтяном месторождении Ляохэ.

C C

H COOH

COOH H

COOH COOH

Полиакриловая кислота (PAA) Сополимер малеиновой и акриловой кислот (MA/AA)

C C

CH₂

H COOH

O=C

CH₃

NH C CH₂SO₃H

CH₃

Сополимер акриловой кислоты и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (AA/AMPS)

Рис. 2. Химическая структура используемых диспергаторов.

2. Извлечение нефтяной фракции экстракци-

анализатора размера частиц Master sizer

2000.

ей из высушенного нефтесодержащего шлама.

Микроморфологию твердого вещества наблюдают

На рис. 3 показана схема экстракции в аппарате

с помощью сканирующего электронного микроско-

Сокслета. Высушенный нефтесодержащий шлам

па Quanta 200F Environmental. Компонентный ана-

экстрагировали петролейным эфиром и бензолом

лиз твердого вещества проводят с помощью энер-

попеременно. После экстракции удаляли раствори-

годисперсионного спектрометра (EDS).

тель с помощью роторного испарителя и получали

Стабильность образцов нефтесодержаще-

нефть. Насыщенные, ароматические, смоляные и

го шлама. Стабильность образцов исходного

асфальтеновые (SARS) фракции разделяли в соот-

нефтешлама и нефтешлама с различными дис-

ветствии с китайским промышленным стандартом

NB/SH/T0509-2010 «Метод испытаний для разде-

пергаторами оценивали на анализаторе стабиль-

ления нефти на четыре фракции». Твердое веще-

ности Turbiscan Lab Expert (Formulaction Company,

ство, оставшееся в экстракционной камере, высу-

Франция), оснащенном импульсным источником

шивали и взвешивали.

света ближнего ИК-диапазона (λ = 880 нм) и син-

3. Исследование распределения твердого ве-

хронными оптическими детекторами, определяю-

щества по размерам с применением лазерного щими интенсивность проходящего света [24-28],

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАР

АКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА

873

Для оценки стабильности диспергированной

системы вводится параметр, называемый показа-

телем стабильности Turbiscan^® (TSI), который рас-

считывается по формуле:

(3)

где i - время сканирования; h - высота сканирова-

ния; T_i(h) - интенсивность проходящего света при

времени сканирования i и высоте сканирования h;

H - общая высота образца в пробоотборной колбе.

Чем ниже значение TSI, тем стабильнее образец не-

фтесодержащего шлама.

Образец исходного нефтешлама и нефтешлама

с различными диспергаторами готовили и тщатель-

но перемешивали в смесительной мельнице. Затем

их помещали в специальные стеклянные колбы для

анализа. Время анализа 12 ч. До и после анализа

дисперсию каждого образца также наблюдали с

помощью оптического микроскопа. В данном ис-

следовании в качестве анализируемых образцов

Рис. 3. Схема экстракции высушенного нефтешлам в

аппарате Сокслета.

использовали: исходный нефтешлам; нефтешлам +

1 мас. % PAA; нефтешлам + 1 мас. % MA/AA; не-

фтешлам + 1 мас. % AA/AMPS.

Тампонирование нефтесодержащим шламом.

рассчитываемоготся по закону Бугера-Ламберта-

Устройство, используемое в экспериментах по там-

Бера с помощью следующих уравнений [29]:

понированию нефтешламом, состоит в основном

из системы закачки, модели песочной пробки, си-





стемы добычи и системы измерения давления, как

(1)

(

l,r

)

≈T

exp

−









показано на рис. 4. Песочная пробка длиной 100 см

и внутренним диаметром 2.5 см имеет три точки

измерения давления/отбора проб. Возможность

(2)

закачки различных образцов нефтесодержащего

шлама оценивается путем анализа изменений дав-

ления в процессах закачки различных образцов не-

фтесодержащего шлама. Глубина закачки и состоя-

где T₀ - интенсивность проходящего света в пробах

ние различных образцов нефтесодержащего шлама

нефтесодержащего шлама; r_i - внутренний диа-

в пористой среде определяются путем наблюдения

метр флакона с пробой; d - средний размер капель;

за образцами песка в разных точках отбора проб

φ - объемная доля капель; Q_s - оптические пара-

после тампонирования. Проницаемость песчаной

метры, определяемые теорией Ми (Mie). Законы

пробки составляет 10000 мД, температура закачки

агрегации и осаждения капель в нефтесодержащем

52°С (средняя пластовая температура нефтяного

шламе могут быть отражены кривыми ΔT в зависи-

месторождения Ляохэ), скорость закачки нефте-

мости от высоты образца и времени старения.

шлама 1 мл/мин.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

874

CHENG WANG и др.

Рис. 4. Схема эксперимента по тампонированию нефтешламом.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

нента в нефтешламах разделены, результаты пред-

ставлены в табл. 3. Содержание смол и асфальтенов

Состав нефтесодержащего шлама. Было про-

в нефтяном компоненте составляет около 37-39%,

ведено три анализа отобранных проб, результаты

представлены в табл. 1. Видно, что в нефтешламе

что значительно выше, чем в тяжелой нефти, до-

содержится около 85-89% воды, около 3-8% нефти

бываемой на месторождении Ляохэ. В смоле и

и около 6-9% твердых веществ. Содержание нефти

асфальтене имеются сильные полярные функци-

низкое, поэтому стоимость извлечения компонента

ональные группы - гидроксильные, карбоксиль-

нефтяной фазы путем отделения нефтешлама вы-

ные или аминные, которые могут образовывать

сока, а прибыль невелика.

водородные связи друг с другом. Это сильное ме-

жмолекулярное взаимодействие заставляет моле-

Результаты анализа содержания воды в нефте-

кулы смолы и асфальтенов образовывать сетчатую

шламе представлены в табл. 2. Общая соленость

структуру, создавая сложную систему, высоковяз-

водной составляющей около 4000-5500 мг/л, в

кую и трудно диспергируемую [30-32]. Наличие

основном она определяется ионами Na⁺, HCO_–,

Cl^-и SO_2-; рН водной составляющей нефтешлама

7.37-7.90, что свидетельствует о ее слабощелочной

Таблица 2. Результаты анализа водной составляющей

среде.

нефтешлама (мг/л)

Насыщенные, ароматические, смоляные и ас-

Объекты

Образец 1

Образец 2

Образец 3

фальтеновые (SARS) фракции нефтяного компо-

испытаний

K⁺

35.91

41.61

34.87

Na⁺

1206

1244

1710

Mg²⁺

10.83

18.53

15.49

Таблица 1. Состав проб нефтесодержащего шлама с ме-

Ca²⁺

53.77

49.59

54.82

сторождения Ляохэ, %

Cl^-

765.7

1045

1131

Состав

Образец 1

Образец 2

Образец 3

SO_2-

382.8

53.30

241.3

Вода

87.25

85.12

88.52

HCO_–

1482

1672

2147

Нефть

3.99

7.67

4.46

CO_2-

<2.00

Твердое вещество

8.76

7.21

6.02

Общая соленость

3937

4124

5334

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАР

АКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА

875

Таблица 3. Результаты анализа фракций SARS нефтя-

щества имеют размер менее 10 мкм, 51.16 мас. % -

ной составляющей в нефтешламах, %

в диапазоне 10-30 мкм, а 5.03 мас. % - крупнее

Объекты

30 мкм. На рис. 6 приведена микроморфология

Образец 1

Образец 2

Образец 3

испытаний

твердого вещества, наблюдаемая с помощью СЭМ,

и компонента, проанализированного с примене-

Насыщенный

30.20

31.97

30.62

углеводород

нием EDS. Изображения СЭМ показывают, что

Ароматический

31.59

30.02

30.73

твердое вещество представляет собой пористые

углеводород

пластинчатые частицы неправильной формы. Ге-

Смола

32.15

31.99

32.34

ометрическая структура соединенных частиц

Асфальтены

6.16

6.02

6.31

представляет собой в основном контакт «края с

торцом», что приводит к низкой плотности, высо-

кой пористости и большой удельной поверхности

твердого вещества в нефтешламе [36]. Основными

смолы и асфальтенов является важным фактором,

химическими элементами твердого вещества яв-

влияющим на эмульгирование, диспергирование и

ляются C, O, Si, Fe, Al, небольшое количество со-

суспендирование нефтешлама.

ставляют Cl, Na, Ca. Основываясь на результатах

Твердый компонент оказывает большое влияние

предыдущих исследований, можно определить, что

на текучесть и стабильность нефтешлама из-за его

твердые вещества в нефтешламах представлены в

размера, формы, состава и смачиваемости [33-35].

основном глинистыми минералами и гумусовыми

В этом исследовании распределение твердого веще-

материалами [37-39]. Следовательно, твердое ве-

ства по размерам определяется с помощью лазер-

щество может быть взвешено в нефтесодержащем

ного анализатора размера частиц Master sizer 2000,

шламе и легко адсорбирует активные вещества, та-

наблюдение микроморфологии твердого вещества

кие как смола и асфальтены.

ведется с применением сканирующего электронно-

Стабильность нефтесодержащего шлама.

го микроскопа Quanta 200F, а анализ компонентов

Агрегация и осаждение твердых частиц и нефтя-

выполняется с использованием энергодисперсион-

ной фазы в нефтешламе являются ключевыми фак-

ной рентгеновской спектроскопии (EDS).

торами, влияющими на его стабильность. Из-за

Распределение твердых частиц по размерам в

длительного времени контакта поверхность твер-

нефтешламах показано на рис. 5. Видно, что твер-

дых частиц в нефтешламе более нефтефильна и

дое вещество имеет широкий диапазон размеров от

взаимодействует со смолой и асфальтенами в неф-

0.25 до 55 мкм, при этом 43.81 мас. % твердого ве-

тяной фазе, что формирует тенденцию к образо-

Рис. 5. Распределение твердых частиц по размерам в

Рис. 6. Микроморфология и состав твердого вещества

нефтесодержащем шламе.

в нефтесодержащем шламе.

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

876

CHENG WANG и др.

Рис. 7. Спектры интенсивности проходящего света различных образцов нефтесодержащих шламов.

ванию более крупных частиц осадков и влияет на

ходному состоянию, а цвета спектров - различную

закачку нефтешлама [40, 41]. Поэтому в него до-

продолжительность испытания.

бавляют более сильный диспергатор, а нефтяная и

Как показано на рис. 7а, интенсивность про-

твердая фазы диспергируются на мелкие частицы

ходящего света в нижней части образца исход-

посредством механического перемешивания, фор-

ного нефтесодержащего шлама явно уменьша-

мируя более стабильную и удобную для закачки

лась с увеличением времени старения, в то время

диспергированную систему.

как интенсивность проходящего света в верхней

Для выявления стабильности нефтесодержаще-

части образца увеличивалась, что указывает на

го шлама было определено изменение интенсив-

связь исходного нефтесодержащего шлама с явле-

ности проходящего света. На рис. 7 показаны ре-

нием агрегации и седиментации в процессе испы-

зультаты многократного светорассеяния исходного

таний. После добавления диспергаторов амплитуда

нефтешлама, нефтешлама + 1 мас. % PAA, нефте-

колебаний и диапазон проходящего света значи-

шлама + 1 мас. % MA/AA и нефтешлама + 1 мас. %

тельно уменьшились (рис. 7б-г), что свидетель-

AA/AMPS соответственно, где ось X представляет

ствует о значительном улучшении стабильности

высоту образца, ось Y - процент изменения интен-

образцов шлама. В частности, после добавления 1

сивности проходящего света по отношению к ис-

мас. % AA/AMPS образец нефтешлама был очень

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАР

АКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА

877

Рис. 9. Значения показателя стабильности TSI образцов

Рис. 8. Значения показателя стабильности TSI образцов

нефтесодержащих шламов с различными диспергато-

нефтесодержащих шламов с различными концентраци-

ями диспергатора AA/AMPS.

рами.

стабилен, и только небольшая амплитуда (~7%) ин-

нии 1.0 мас. % AA/AMPS. Если концентрация AA/

тенсивности проходящего света была ослаблена в

AMPS продолжала увеличиваться, значение TSI

диапазоне 3 мм на дне колбы во время испытания.

существенно не снижалось. Поэтому оптимальная

Таким образом, AA/AMPS оказался оптимальным

концентрация AA/AMPS составила 1.0 мас. %.

диспергирующим агентом для нефтешлама.

На рис. 10 представлены оптические микро-

TSI, как количественный показатель стабиль-

фотографии исходного и диспергированного неф-

ности нефтешлама, также может быть получен в

тешлама. Диспергирование нефтесодержаще-

процессе многократного светорассеяния. На рис. 8

го шлама после полного перемешивания также

показаны значения TSI для каждого образца неф-

было относительно хорошим, хотя размер твердых

тесодержащего шлама. Значения TSI этих четы-

частиц был достаточно большим (рис. 10a, в).

рех образцов возрастали с увеличением времени

Однако флокуляция и агрегация происходили лег-

старения и, в конце концов, выходили на плато.

ко, с образованием более крупных частиц, которые,

Значения плато образцов нефтешлама с диспер-

в итоге, оседали на дне контейнера и затрудняли

гатором составляли 1.11-3.44, что было намного

закачку (рис. 10б). На рис. 11a-в схематически

ниже, чем у исходного нефтешлама (11.57). Это

проиллюстрирован этот процесс.

указывает на более высокую стабильность образ-

Флокуляция твердых частиц в нефтешламе

цов нефтешлама с диспергатором. Значение TSI у

заключается в том, что они сталкиваются и сли-

образца шлама с добавлением 1 мас. % AA/AMPS

паются друг с другом под действием различных

было самым низким. Далее было доказано, что

сил. Механизмы столкновения можно разделить

соответствующие диспергаторы могут повышать

на броуновское движение, дифференциальное

стабильность нефтесодержащего шлама; при этом

оседание и адсорбционное образование мостиков

AA/AMPS оказался лучшим из трех диспергаторов.

в зависимости от размера частиц твердой фазы и

Для наглядной характеристики влияния диспер-

среды жидкой фазы нефтесодержащего шлама.

гатора на стабильность нефтешлама значения TSI

Механизмы связывания сопряжены в основном со

образцов нефтешлама, стабилизированных раз-

структурой двойного электрического слоя на по-

личной концентрацией AA/AMPS, были отображе-

верхности твердых частиц и ван-дер-ваальсовыми

ны на рис. 9. Для диспергированного нефтешлама

силами между частицами. Как упоминалось ранее,

увеличение добавленной концентрации формирует

твердые частицы в нефтесодержащем шламе име-

тенденцию к снижению значений TSI до достиже-

ют широкий диапазон размеров от 0.25 до 55 мкм.

ния наиболее стабильного состояния при добавле-

У мелких частиц размером менее 1 мкм столкнове-

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАР

АКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА

879

(a)

(б)

Вода

Нефть

Глина

Диспергатор

Рис. 12. Действие диспергатора на эмульсию вода/нефть (a) и нефтяную фазу (б) на твердых поверхностях.

ние вызвано в основном броуновским движением.

Благодаря этим двум механизмам размеры ча-

У частиц размером более 1 мкм столкновения меж-

стиц твердой фазы и капель эмульсии в дисперги-

ду частицами обусловлены в основном их диффе-

рованном нефтесодержащем шламе уменьшаются.

ренциальным осаждением и градиентом скорости

Затем путем перемешивания и измельчения можно

в процессе течения шлама, поэтому броуновским

дополнительно уменьшить размер частиц твердой

движением можно пренебречь. Удельная поверх-

фазы и капель эмульсии, чтобы сформировать бо-

ность твердых частиц нефтешлама велика, а сила

лее стабильную дисперсную систему. После ста-

тического отстаивания в системе диспергирован-

сцепления на поверхности частиц того же порядка,

что и сила тяжести, или даже больше, что делает

ного нефтесодержащего шлама будет по-прежнему

образовываться небольшое количество хлопьев и

химическое воздействие на поверхность чрезвы-

отложений (например, песка). Однако по сравне-

чайно сильным, и флокуляция происходит легко.

нию с исходным нефтешламом, скорости флокуля-

В частности, адсорбция нефтяной фазы на поверх-

ции и оседания здесь значительно ниже, а размер

ности твердых частиц дополнительно способству-

хлопьев, образующихся в результате флокуляции,

ет флокуляции твердых частиц.

меньше (рис. 10г), что может удовлетворять требо-

Диспергатор представляет собой вид поверх-

ваниям к закачке. Схемы всего процесса после до-

ностно-активной добавки с сильной липофильнос-

бавления диспергатора в нефтешлам представлены

тью и гидрофильностью. После добавления дис-

на рис. 11г-е.

пергатора в нефтешлам происходят следующие из-

Характеристика закачки и тампонирующие

менения:

свойства нефтесодержащего шлама. Характерис-

1) диспергатор адсорбируется на поверхности

тики закачки и тампонирующие свойства исходно-

твердых частиц и на границе раздела нефть-вода,

го и диспергированного нефтешлама сравнивали

что значительно снижает межфазную энергию

с помощью экспериментов с песочной пробкой.

системы нефтесодержащего шлама (рис. 12а);

На рис. 13 показана зависимость между давлени-

2) диспергатор может разделять нестабильные

ем в разных точках и объемом закачиваемого не-

хлопья на более мелкие и более устойчивые части-

фтешлама. Давление закачки явно повышается с

цы (рис. 12б).

увеличением объема закачиваемого нефтешлама в

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

880

CHENG WANG и др.

(а)

(б)

Давление, МПа

Рис. 13. Зависимость между давлением в разных точках и объемом закачиваемого нефтешлама: (a) исходный нефтешлам,

(б) диспергированный нефтешлам.

процессах закачки как исходного, так и дисперги-

что служит дополнительным доказательством это-

рованного нефтешлама. После закачки нефтешла-

го явления. Диспергирование может значительно

ма 0.5 PV давление закачки исходного нефтешлама

улучшить закачиваемость нефтешлама, снизить ко-

увеличилось с 0.04 до 6.97 МПа, а давление закач-

личество аварий в процессе закачки и реализовать

ки диспергированного нефтешлама возросло с 0.04

глубокий контроль профиля, что позволяет считать

до 4.05 МПа. Значительное повышение давления

его потенциальной технологией обработки и при-

закачки доказывает, что как исходный, так и дис-

менения нефтешлама на месте.

пергированный нефтесодержащий шлам обладают

Таким образом, можно сделать следующие вы-

сильной тампонирующей способностью, при этом

воды.

степень тампонирования превышает 90%.

1. Нефтешлам, образующийся на месторожде-

Однако в этих двух экспериментах давление в

нии Ляохэ, содержит ~85-89% воды, ~3-8% нефти

разных точках сильно различается. В процессе за-

и ~6-9% твердых веществ. Содержание нефти низ-

качки исходного нефтешлама давление в точке 1

кое, поэтому стоимость извлечения нефти путем

увеличилось незначительно, а давление в точках 2

отделения нефтешлама высока, а прибыль невелика.

и 3 практически не изменилось. При закачке дис-

2. Твердый компонент оказывает большое вли-

пергированного нефтешлама давление в точках 1,

яние на текучесть и стабильность нефтешлама

2 и 3 значительно возросло. Это указывает на воз-

из-за его размера, формы, состава и смачиваемос-

никновение тампонирующего эффекта исходного

ти. Твердое вещество в нефтесодержащем шламе

нефтесодержащего шлама только рядом со сторо-

представляет собой пористые пластинчатые части-

ной закачки, потому что хлопья, образующиеся в

цы неправильной формы, а геометрическая струк-

результате флокуляции твердых частиц в нефте-

тура соединенных частиц представляет собой в

содержащем шламе, быстро осаждаются рядом

основном контакт края с торцом, что приводит к

со стороной закачки, формируя пробку. При этом

низкой плотности, высокой пористости и большой

значительно снижается скорость флокуляции и

удельной поверхности и легко адсорбирует актив-

осаждения диспергированого нефтешлама, кото-

ные вещества, такие как смолы и асфальтены.

рый можно закачивать в глубокую часть песчаной

пробки для достижения равномерного тампониро-

3. Агрегация и осаждение твердых частиц и неф-

вания. На рис. 14 показано отложение нефтесодер-

тяной фазы в нефтешламе являются ключевыми

жащего шлама на поверхности песка после там-

факторами, влияющими на его стабильность. Дис-

понирования стороны закачки и стороны добычи,

пергаторы могут значительно уменьшить размер

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАР

АКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА

881

(a)

(б)

(в)

(г)

Рис. 14. Отложение нефтешлама на поверхности песка после тампонирования: (а) исходный нефтешлам на стороне закачки,

(б) исходный нефтешлам на стороне добычи, (в) диспергированный нефтешлам на стороне закачки, (г) диспергированный

нефтешлам на стороне добычи.

частиц и существенно улучшить стабильность неф-

чительно улучшить закачиваемость нефтешлама,

тесодержащего шлама за счет снижения энергии

снизить количество аварий в процессе закачки и

межфазного взаимодействия его системы и дис-

реализовать глубокий контроль профиля, что поз-

пергирования твердых частиц. Экспериментально

воляет считать его потенциальной технологией об-

установлено, что лучшим диспергатором для неф-

работки и применения нефтешлама на месте.

тесодержащего шлама, образующегося на месторо-

ждении Ляохэ, является AA/AMPS, а его оптималь-

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

ная концентрация составляет 1.0 мас. %.

Авторы заявляют об отсутствии конфликта

4. Эксперименты по тампонированию показыва-

интересов, требующих раскрытия в данной статье.

ют, что исходный и диспергированный нефтесодер-

жащий шлам обладают сильной тампонирующей

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

способностью, при этом степень тампонирования

превышает 90% для песочной пробки с проница-

Cheng Wang: https://orcid.org/0000-0002-2493-

емостью 10000 мД. Диспергирование может зна-

5359

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

882

CHENG WANG и др.

Liguo Zhong: https://orcid.org/0000-0002-8691-

11. Tan W., Yang X.G., Tan X.F. Study on demulsification of

1416

crude oil emulsions by microwave chemical method //

Sep. Sci. Technol. 2007. V. 42. P. 1367-1377. https://doi.

org/10.1080/01496390701193736

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

12. Jahromi A.F., Elektorowicz M. Electrokinetically

1. Hu G.J., Li J.B., Zeng G.M. Recent development in the

assisted oil-water phase separation in oily sludge with

treatment of oily sludge from petroleum industry: A

implementing novel controller system // J. Hazard. Mater.

review // J. Hazard. Mater. 2013. V. 261. P. 470-490.

2018. V. 358. P. 434-440. https://doi.org/10.1016/j.

https://doi.org/10.1016/j.jhazmat.2013.07.069

jhazmat.2018.07.032

2. Silva L.J., Alves F.C., Franca F.P. A review of

13. Luo X.M., Gong H.Y., He Z.L., Zhang P., He L.M.

the technological solutions for the treatment of

Research on mechanism and characteristics of oil

oily sludges from petroleum refineries // Waste

recovery from oily sludge in ultrasonic fields // J. Hazard.

Manag. Res. 2012. V. 30. P. 1016-1030. https://doi.

Mater. 2020. V. 399. P. 123137. https://doi.org/10.1016/j.

org/10.1177/0734242X12448517

jhazmat.2020.123137

3. Wang X., Wang Q.H., Wang S.J., Li F.S., Guo G.L. Effect

14. Awni A.O., Mamdouh A., Naser A.O., Emad A.H.

of biostimulation on community level physiological

Bitumen recovery from Jordanian oil sand by froth

profiles of microorganisms in field-scale biopiles

flotation using petroleum cycles oil cuts // Energy.

composed of aged oil sludge // Bioresour. Technol.

2010. V. 35. P. 4217-4225. https://doi.org/10.1016/j.

2012. V. 111. P. 308-315. https://doi.org/10.1016/j.

energy.2010.07.008

biortech.2012.01.158

15. Hahn W.J. High-temperature reprocessing of petroleum

4. Teng L.Y., Song H., Jiang Z.B., Zhou Y.H., Zhong L.G.

oily sludges // SPE Prod. Fac. 1994. V. 9. P. 179-182.

Migration of oil sludge in formation // J. Specially Oil

https://doi.org/10.2118/25931-PA

Gas Res. 2018. V. 25. № 6. P. 163-168. https://doi.

16. Ramaswamy D., Kar D.D., De S. A study on recovery of

org/10.3969/j.issn.1006-6535.2018.06.030

oil from sludge containing oil using froth flotation // J.

5. Robertson S.J., McGill W.B., Massicotte H.B., Ruther-

Environ. Manage. 2007. V. 85. P. 150-154. https://doi.

ford P.M. Petroleum hydrocarbon contamination in boreal

org/10.1016/j.jenvman.2006.08.009

forest soils: a mycorrhizal ecosystems perspective //

17. Fabrizio S., Riccardo C. Fluidized bed combustion

Biol. Rev. 2007. V. 82. P. 213-240. https://doi.

of alternative solid fuels // Exp. Therm. Fluid. Sci.

org/10.1111/j.1469-185X.2007.00012.x

2004. vol. 28. P. 691-699. https://doi.org/10.1016/j.

6. Xu N., Wang W., Pingfang H., F., Lu X. Effects of

expthermflusci.2003.12.005

ultrasound on oily sludge deoiling // J. Hazard. Mater.

18. Liu J.G., Jiang X.M., Zhou L.S., Wang H., Han X.X.

2009. V. 171. P. 914-917. https://doi.org/10.1016/j.

Co-firing of oil sludge with coal-water slurry in an

jhazmat.2009.06.091

industrial internal circulating fluidized bed boiler // J.

7. Zhao M., Wang X.Y., Liu D., Li Z.H., Guo S.H., Zhu W.,

Hazard. Mater. 2009. V. 167. P. 817-823. https://doi.

Shi N., Wen F.S., Dong J. Insight into essential channel

org/10.1016/j.jhazmat.2009.01.061

effect of pore structures and hydrogen bonds on the

19. Athanasios K.K., Evangelos A.V. Cement-based

solvent extraction of oily sludge // J. Hazard. Mater.

stabilization/solidification of oil refinery sludge:

2020. V. 389. P. 121826. https://doi.org/10.1016/j.

Leaching behavior of alkanes and PAHs // J.

jhazmat.2019.121826

Hazard. Mater. 2007. V. 148. P. 122-135. https://doi.

8. Cambiella A., Benito J.M., Pazos C., Coca J. Centrifugal

org/10.1016/j.jhazmat.2007.02.032

separation efficiency in the treatment of waste emulsified

20. Cui B.C., Cui F.Y., Jing G.L., Xu S.L., Huo W.J.,

oils // Chem. Eng. Res. Des. 2006. V. 84. P. 69-76.

Liu S.Z. Oxidation of oily sludge in supercritical water //

https://doi.org/10.1205/cherd.05130

J. Hazard. Mater. 2009. V. 165. P. 511-517. https://doi.

9. Zhang J., Li J.B., Ronald W.T., Hu X., Song X.Y. Oil

org/10.1016/j.jhazmat.2008.10.008

recovery from refinery oily sludge via ultrasound and

21. Marin J.A., Hernandez T., Garcia C. Bioremediation of

freeze/thaw // J. Hazard. Mater. 2012. V. 203-204.

oil refinery sludge by landfarming in semiarid conditions:

P. 195-203. https://doi.org/10.1016/j.jhazmat.2011.12.016

Influence on soil microbial activity // Environ. Res.

10. Liu W.J., Shao Z.G., Xu Y. Emission characteristics of

2005. V. 98. P. 185-195. https://doi.org/10.1016/j.

nitrogen and sulfur containing pollutants during the

envres.2004.06.005

pyrolysis of oily sludge with and without catalysis //

22. Liu X.J., Li H., Tao Y., Xu X.F., Tian G.F., Wu D.N.,

J. Hazard. Mater. 2020. V. 401. P. 123820. https://doi.

Zheng H.T. Research progress on oily sludge

org/10.1016/j.jhazmat.2020.123820

profile control agent in China // Advances in Fine

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАР

АКТЕРИСТИК ДИСПЕРГИРОВАННОГО НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕГО ШЛАМА

883

Petrochemicals. 2014. V. 15. № 03. P. 4-7. https://doi.

32. da Silva Ramos A.C., Haraguchi L., Notrispe F.R.,

org/10.13534/j.cnki.32-1601/te.2014.03.002

Loh W., Mohamed R.S. Interfacial and colloidal behavior

23. Zhong L.G., Liu J.B., Yuan X.N., Wang C., Teng L.Y.,

of asphaltenes obtained from Brazilian crude oils // J.

Zhang S.J., Wu F., Shen W.M., Jiang C. Subsurface

Petrol. Sci. Eng. 2001. V. 32. P. 201-216. https://doi.

sludge sequestration in cyclic steam stimulated heavy-

org/10.1016/S0920-4105(01)00162-0

oil reservoir in Liaohe Oil Field // SPE J. 2020. V. 25.

33. Senapati P.K., Mishra B.K., Parida A. Modeling

P. 1-15. https://doi.org/10.2118/195415-PA

of viscosity for power plant ash slurry at higher

24. Lu Y., Wu H., Meng Z., Jiang J., Jin Y., Deng Z., Su W.,

concentrations: effect of solids volume fraction,

Li Z., Kang W. Salt effect on hydrophobically modified

particle size and hydrodynamic interactions // Powder

polyacrylamide-containing crude oil emulsions: stability

Technol. 2010. V. 197. P. 1-8. https://doi.org/10.1016/j.

and rheology study // Colloid Polym. Sci. 2018. V. 269.

powtec.2009.07.005

P. 515-527. https://doi.org/10.1007/s00396-018-4267-1

34. Tambe D., Sharma M.M. Factors controlling the stability

25. Li Z., Wu H., Yang M., Xu D., Chen J., Feng H., Lu Y.,

Zhang L. Yu Y., Kang W. Stability mechanism of

of colloid-stabilized emulsions: I. An experimental

O/W Pickering emulsions stabilized with regenerated

investigation // J. Colloid Interface Sci. 1995. vol. 157.

cellulose // Carbohydr. Polym. 2018. V. 181. P. 224-233.

№ 1. P. 244-253. https://doi.org/10.1006/jcis.1993.1182

https://doi.org/10.1016/j.carbpol.2017.10.080

35. Duan M., Li C., Wang X., Fang S., Xiong Y., Shi P.

26. Li Z., Wu H., Yang M., Jiang J., Xu D., Feng H., Lu Y.,

Solid separation from the heavy oil sludge produced

Kang W., Bai B., Hou J. Spontaneous emulsification

from Liaohe Oilfield // J. Petrol. Sci. Eng. 2019. V. 172.

via once bottom-up cycle for the crude oil in low-

P. 1112-1119. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.09.019

permeability reservoirs // Energy Fuels.

2018.

36. Schutte R., Czamecki J.A., Liu J.K. Structure of Sludge.

V. 32. P. 3119-3126. https://doi.org/10.1021/acs.

Annual Technical Meeting, Banff, April 21-24, 1991.

energyfuels.7b03720

https://doi.org/10.2118/91-119

27. Li Z., Bai B., Xu D., Meng Z., Ma T., Gou C., Gao K.,

37. Wang J., Yin J., Ge L., Shao J., Zheng J. Characterization

Sun R., Wu H., Hou J., Kang W. Synergistic collaboration

of oil sludges from two oil fields in China // Energy

between regenerated cellulose and surfactant to stabilize

Fuels. 2010. V. 24. P. 973-978. https://doi.org/10.1021/

oil/water (O/W) emulsions for enhancing oil recovery //

ef900925a

Energy Fuels. 2019. V. 33. № 1. P. 81-88. https://doi.

org/10.1021/acs.energyfuels.8b02999

38. Atta A.M., Elsaeed A.M. Use of rosin-based nonionic

28. Wang C., Zhong L., Cao Z., Liu Y., Zou J., Wang Q.

surfactants as petroleum crude oil sludge dispersants // J.

Synergistic collaboration between a viscosity reducer and

Appl. Polym. Sci. 2011. V. 122. P. 183-192. https://doi.

a surfactant for in situ emulsion formation to enhance

org/10.1002/app.34052

heavy-oil recovery // Energy Fuels. 2020. V. 34. P. 95-

39. Liang J., Zhao L., Hou W. Solid effect in chemical

102. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b02796

cleaning treatment of oily sludge // Colloids Surf.

29. Li Z. Study on Spontaneous Emulsification Flooding

2017. V. 522. P. 38-42. https://doi.org/10.1016/j.

System for Low Permeability Reservoirs, China

colsurfa.2017.02.038

University of Petroleum, Beijing, 2020.

40. Zhao F., Li Z., Wu J., Hou J., Qu S. New type plugging

30. Wu Y., Yang T., Chen S., Chen G. Development of oily

particle system with high temperature & high salinity

sludge-weak gel complex profile control system //

resistance // J. Petrol. Sci. Eng. 2017. V. 152. P. 317-329.

Journal of Xi’an Shiyou University (Natural Science

https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.03.024

Edition). 2016. V. 31. № 4. P. 92-97. https://doi.

41. Li Z., Zhang W., Tang Y., Li B., Song Z., Hou J. Formation

org/10.3969/j. ISSN 1673-064X.2016.04.016

31. Li D., Liu X., Sun Z., Li W., Ma W. Property and

damage during alkaline-surfactant-polymer flooding in

composition analysis of toluene insoluble materials in

the Sanan-5 block of the Daqing Oilfield, China // J. Nat.

coal tar // Acta Petroleum Sinica (Petroleum Processing

Gas Sci. Eng. 2016. V. 35. Pt. A. P. 826-835. https://doi.

Section). 2014. V. 30. № 1. P. 76-82.

org/10.1016/j.jngse.2016.07.046

НЕФТЕХИМИЯ том 62 № 6 2022