Водонефтяные эмульсии

Категория реферата: Рефераты по химии
Теги реферата: курсовые, измерения реферат
Добавил(а) на сайт: Chernjavskij.

Одной из таких более универсальных формул является формула
Монсона, полученная на калифорнийских нефтях:

[pic]

Однако она применима, как указывает сам автор, для эмульсий, в которых [pic]< 0,5

В формуле не учитывается влияние размеров капель воды на величину вязкости эмульсии, что противоречит выводам, сделанным
П.А. Ребиндером.

ВЛИЯНИЕ ДИСПЕРСНОСТИ ГЛОБУЛ ВОДЫ НА ВЯЗКОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ

Уменьшение размера частиц при одинаковой концентрации дисперсной фазы приводит к увеличению вязкости системы. Связь эта нелинейна и ослабевает по мере увеличения размера частиц.
Установлено, что при диаметрах частиц более 100 мкм влияние их размера на вязкость системы становится пренебрежимо малым и оно становится весьма ощутимым, когда размер капель достигает 10 и менее мкм.

27

Опираясь на исследования и др. автором в была предложена формула и графики, учитывающие влияние на вязкость дегазированных эмульсий размеров глобул воды при различной обводненности.

Из графика видно, что влияние дисперсности на увеличение вязкости эмульсии весьма существенна при небольших размерах капель, но оно быстро ослабевает при увеличении их размеров до
120-160 мкм.

[pic]

Зависимость [pic]:

1, 2, 3 - соответственно при [pic] равном 0,2; 0,3; 0,4; 4 - экспериментальные данные Б.А. Соломыкова при ([pic]-0,3; [pic] - содержание воды в нефти в долях единицы; а - размер глобул, мкм.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЯЗКОСТИ ДЕГАЗИРОВАННЫХ ЭМУЛЬСИЙ

При составлении проектов разработки и обустройства нефтяных месторождений необходимо располагать данными о вязкости разгазированных водонефтяных эмульсий при различной температуре в широком диапазоне обводненности (10-60 %). Однако таких данных, как правило, не хватает в связи с неразбуренностью месторождения и небольшим числом скважин, прошедших стадию пробной эксплуатации. Поэтому проблема прогнозирования вязкости водонефтяных эмульсий по ограниченному объему материалов и небольшому числу параметров всегда весьма актуальна. Наиболее часто известными параметрами оказываются вязкость безводной нефти по нескольким скважинам и заданные значения обводненности и температуры.

Особенно важно располагать прогнозными данными по месторождениям и залежам тяжелых нефтей плотностью 900-930 кг/м3, объем добычи которых постоянно возрастает. Как отмечалось, на вязкость эмульсии существенно влияет степень дисперсности глобул воды. При проектировании принимают максимальные значения вязкости эмульсий, соответствующие размерам глобул воды в нефти в промысловых условиях порядка 3-10 мк.

Для приготовления искусственных эмульсий безводные нефти скв. 1, 2, 3 плотностью соответственно 910, 913 и 930 кг/м3 и вязкостью 74, 90, 144 мПа-с при температуре 20°С использовалась лабораторная четырехлопастная мешалка и соленая пластовая вода плотностью 1,17 кг/м3 обеспечивающая дробление капель пластовой воды до размера 3-10 мк. Стабильность приготовленных эмульсий проверяли путем статического отстоя при температуре 20-22°С в течение 120 мин. Они считались стабильными, если количество выделившейся свободной воды не превышало 0,5% ее исходного содержания.

Вязкость безводных нефтей и искусственных эмульсий определяли на ротационном вискозиметре типа ФАНН, где их выдерживали при заданной температуре в течение 10 мин. Показания снимали после включения ротора при частотах вращения п, равных
600, 300, 200 и 100 мин"1. Так как способы эксплуатации скважин, количество извлекаемой жидкости и обводненность нефти в процессе разработки месторождений постоянно изменяются, что влияет на скорость движения жидкости и степень дисперсности эмульсий, пропускную способность трубопроводов обычно рассчитывают по усредненным значениям вязкости эмульсий в диапазоне градиентов скоростей 0,2-1,2 м/с. Усредненный расчетный градиент скорости был принят равным
0,56м/с.

Кажущуюся динамическую вязкость нефти и эмульсий определяли по формуле

[pic]=SФfc

где S - фактор скорости (для n, равной 600, 300, 200 и 100 мин-1
S соответственно равен 0,5; 1; 1,5 и 3); Ф - показание шкалы вискозиметра; f- коэффициент пружины (1 и 10); с = 1 - коэффициент ротора.

Закономерности изменения вязкости эмульсий в зависимости от обводненности при температуре процесса 30-50°С оказались практически одинаковыми. Из этого следует, что вязкость свежесформированных эмульсий различной обводненности при прочих равных условиях (температура и др.) определяется в основном вязкостью безводных нефтей. Следовательно, в первом приближении темп увеличения вязкости эмульсии можно считать пропорциональным коэффициенту обводненности [pic], равному отношению вязкости эмульсии [pic], замеренной при температуре t, к вязкости безводной нефти г|о(ф определенной при той же температуре.

Значения [pic] при температуре t = 20-60°С и обводненности w = 0-60%, рассчитанные по экспериментальным данным. Cредние значения [pic] для различных типов нефтей при одном и том же w для всех скважин достаточно хорошо совпадают и увеличиваются с повышением w. Аналогичные закономерности изменения [pic] и [pic] в зависимости от w получены и для эмульсий, сформированных опресненными водами.

Для исключения промежуточных замеров вязкости безводной нефти при разных температурах был введен поправочный безразмерный коэффициент [pic], равный отношению вязкости безводной нефти при t = 20°С к вязкости этой же нефти при температуре t(x). Значения коэффициентов [pic] рассчитанные по экспериментальным данным. После соответствующих преобразований линейной зависимости [pic], от t(x) получена формула

[pic] = 0,0733t(x) - 0,632.

С учетом этого выражения можно ориентировочно рассчитывать прогнозные значения вязкости обводненной нефти при заданных температурах по известной вязкости безводной нефти при фиксированной температуре t(x) и значению параметра [pic].

Поделитесь этой записью или добавьте в закладки