Водонефтяные эмульсии
о 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].
Анализ показал, что рассматриваемая методика оценки
прогнозной вязкости приемлема для w <45%. Вместе с тем
расчетные значения вязкости эмульсии для нефтей различных
скважин обвод-ненностью около 60% изменяются в значительных
пределах (рис. 1.7).
[pic]
Рис. 1.7. Зависимость вязкости эмульсий [pic] от
обводненности w при температуре 50°С.
кривые: 1, 2 – экспериментальные; 1', 2' -расчетные
соответственно для скв. 1 и 2.
Список использованной литературы:
В.П. Тронов «Промысловая подготовка нефти» Казань 2000г 414стр.
| |  скачать работу |
Водонефтяные эмульсии |
