УДК: 665.62

 

К.х.н. Г.А. Төлеген, магистр Ш.Д. Болсынбекова,

магистр М.О. Омарова, магистр М.Ж. Жаксылыкова

 

Казахский национальный технический исследовательский

университет имени К.И. Сатпаева

Алматы, Республика Казахстан

 

ОСОБЕННОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ВЯЗКОСТЬ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

 

Одним из важных реологических параметров в характеристике свойств эмульсий является вязкость. Знание вязкости необходимо в расчетах по сепарации, деэмульсации, при гидравлических расчетах процесса сбора и транспорта нефти. Значение вязкости особенно велико при малых скоростях течения. При турбулентном режиме движения влияние вязкости на величину гидравлических сопротивлений уменьшается [1]. 

Теоретически изменение вязкости эмульсии в зависимости от концентрации дисперсной фазы (обводненности) может определяться уравнением Эйнштейна.

 

ηэ = ηо (1+2,5φ),

 

где     ηо – вязкость дисперсионной среды;

    φ – отношение объема дисперсной фазы к объему эмульсии.

Проверка показывает, что более точное значение вязкости дает логарифмический закон

 

log ηэ / ηо = K ·φ

 

где K – коэффициент, зависящий от дисперсности (K = 2 – 6).

Одна из эмпирических зависимостей вязкости от температуры известна под названием формулы Фогеля – Фульчера – Таммана

 

ηt = ηо·e = В/t-t∞  или lg ηt/ηo=В/t-t∞

 

где  ηо – вязкость при бесконечно большой температуре;

      B – коэффициент, показывающий, насколько уменьшается вязкость с повышением температуры;

        t∞ - температура, при которой вязкость обращается в бесконечно большую величину.

Решением трех уравнений для случаев, когда t равна t1, t2 и t3, a  ηt соответственно равна η1, η2 и η3, можно определить постоянные величины и пользоваться этой зависимостью [1]. 

Имеется и ряд других уравнений для определения вязкости, предложенных различными авторами. Однако пользование теоретическими и эмпирическими зависимостями для водонефтяных эмульсий осложнено, требует определенных исходных данных, дает значительную погрешность и не всегда возможно. Корме того, имеются и другие факторы. Например, добавка деэмульгаторов при внутритрубопроводной деэмульсации влияет на вязкость водонефтяных эмульсий, но не учитывается ни в одной из формул.

В таблице-1 приведены лабороторные данные по изменению вязкости эмульсии нефти месторождения Кенкияк площади при 20ºС в зависимости от обводненности и добавки дисолвана. Эмульсию готовили смешением безводной нефти и пластовой воды (плотностью ρв =1,186 г/см³ ) Кенкияковского месторождении  в пропеллерной мешалке с п=2000 об/мин в течение 10 мин. Добавление деэмульгатора производили в расчете на жидкость.  Смешение его с эмульсией в мешалке производилось в течение 10 мин при п=2000 об/мин.

Влияние добавки деэмульгатора на вязкость эмульсии особенно заметно при большой обводненности и подаче его в количестве 15-20 г/т. Замечено, что в промысловых условиях эффект по снижению вязкости при добавке деэмульгатора еще выше.

 

Таблица №1. Изменению вязкости эмульсии нефти месторождения Кенкияк

 

Обводненность, %

Вязкость (сст) при расходе дисолвана (г/т)

 

0

 

5

 

10

 

15

 

20

0

15,3

16,5

-

-

-

-

-

-

-

-

10

24,7

31,8

21,9

31,6

21,4

31,5

21,1

31,4

20,0

31,8

20

36,1

42,8

35,6

42,8

34,3

42,3

33,0

42,0

32,5

41,3

40

120,3

145,3

118,0

145,1

126,5

140,4

120,1

128,4

91,9

136,6

60

1261,0

1438,4

1140,2

1379,3

1095,1

1490,4

597,3

621,3

276,3

435,0

80

-

-

-

-

805,3

-

169,3

213,6

67,7

164,8

90

-

-

-

-

173,0

250,0

99,3

205,0

26,6

140,0

95

105

-

-

-

-

 

Учитывая важность определения величины вязкости, авторы установили обобщенную зависимость вязкости эмульсии от обводнености, добавки дисолвана и температуры нефти в трубопроводе. Ввод деэмульгатора в эмульсию производили на устье отдельных скважин и групповых замерных установок Кенкияковских и Алимбекмолинских площадей Мангыстауского месторождения.

Пробы нефти на анализ отбирали на различных участках системы сбора нефти (скважины, ГЗУ, нефтесборные коллектора, I ступень сепарации, II ступень сепарации, ТП). Определение вязкости производили вискозиметром Штабингера SVM 3000 соответствующей условиям трубопровода [3]. 

На основе обработки данных  анализов проб нефти с различной обводненностью построена номограмма, которая приведена на рис.1. номограммой охвачен весь диапазон изменения обводненности, количества деэмульгатора и температуры нефти в трубопроводах систем нефтесбора. Шкала вязкости принята до 500 сст,  так как транспорт жидкости с большей вязкостью без принятия дополнительных мер подает ее снижению нельзя считать целесообразным и замер больших величин вязкости капиллярными вискозиметрами дает значительну погрешность.

В левой части номограммы показаны кривые изменения расхода дисолвана, справа – кривые температуры нефти в трубопроводе. Из номограммы видно, что вязкость эмульсии резко возрастает при увеличении обводненности выше 30 – 40%. Максимум вязкости эмульсий при 20ºС соответствует обводнености 60 – 70%, при меньшей температуре (0-10ºС) аномалия вязкости начинается при обводненности 40 – 50%. При высокой обводненности даже без добавки деэмульгатора наблюдается некоторое снижение вязкости. Исследования показали, что для Мангыстауский нефти при обводненности выше 70 – 80% часть воды в трубопроводах выделяется в свободную фазу. Но и в этих условиях практичемки всегда нефть сохраняет часть эмульгированной воды в количестве, зависящем от интенсивности перемешивания. Такие эмульсии имеют достаточную устойчивость и аномально высокую вязкость.

Снижение температуры до 10-0ºС особенно сказывается на увеличении вязкости эмульсии. В этих условиях наиболее ярко выражаются ее структурные свойства, и при 35 – 40% обводненности замерить вязкость эмульсии капиллярными вискозиметрами не представляется возможным.

Из рис. 1 видно, что малая добавка дисолвана ведет к заметкому снижению вязкости высокообводненной эмульсии. Действительно, при температуре нефти в трубопроводах в летний период 15 - 20ºС для облегчения транспорта эмульсии с обводненностью более 40% достаточна подача дисолвана на скважинах или ГЗУ в количестве 5 – 10 г/т. При снижении температуры нефти в зимний период до 0 - 5ºС и обводненности выше 40 – 50% необходимая добавка реагента на этих объектах увеличивается до 15 – 20 г/т. Дальнейшее увеличение добавки реагента, как это видно из рис. 1, сказывается в меньшей степени. Номограмма позволяет выбрать оптимальный расход реагента в различных условиях сбора нефти.

Представляет интерес изучение механизма снижения вязкости водонефтяных эмульсий от добавки ПАВ. До настоящего времени эффект объясняли как результат сброса части эмульгированной воды. Анализ данных таблицы показывает, что при одних и тех же обводненности и температуре каждой добавке реагента соответствует различная вязкость. Наличие свободной воды в пробах нефти замечено только при большой обводненности. Это, очевидно, объясняется различной дисперсностью эмульсий. При большой добавке реагента при прочих равных условиях эмульсия характеризуется большой дисперсностью.

Для оценки влияния дисперсности на вязкость эмульсии проведены эксперименты по определению значений вязкости 25-, 40-, 50-, 55 - и 60- процентных эмульсий нефти Аккаровской площади. Эмульсии были приготовлены в пропеллерной мешалке при одном числе оборотов (n=2000 об/мин) и температуре 20ºС, но с различным временем приготовления. Время перемешивания изменялось от 2 до 60 мин. Определение вязкости производили капиллярными вискозиметрами при температуре 20ºС. По данным анализов изменения вязкости эмульсии построен график (рис. 2). Наиболее вероятный размер глобул определен по данным исследований Гипротюменнефтегаза и ТатНИПИнефти. Из рис. 2 видно, что мелкодисперсная эмульсия при равной обводненности за счет уплотнения упаковки глобул воды и увеличения поверхности раздела фаз имеет большую вязкость. При 30-40 минутном перемешивании достигается максимальное дробление глобул воды и величина вязкости стремится к предельному значению.

Таким образом, уменьшение вязкости эмульсий при добавке деэмульгатора объясняется, во-первых, укрупнением глобул воды, и во-вторых, выделением части эмульгированной воды в свободную фазу.

В зависимости от физико-химических свойств нефтей, условий образования эмульсий, типа подаваемого реагента и времени его действия возможно отклонение некоторых данных от номограммы. Общая закономерность, по-видимому, будет сохраняться.

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1.  В.И. Грайфер, Г.А. Лазарев и М.И. Леонтьев, «Влияние различных факторов на

вязкость водонефтяных эмульсий».-М: Журнал «Нефтепромысловое дело», №6, 1972 г, с.21-23.

2.  Джумадилов Т.К., Бектуров А.Б., Ергожин Е.Е., Бектурганова.  «Введение в

реологию нефти». – Алматы: 2002 – 175 с.                       

3.  Паспорт SVM 3000/G2 Вискозиметр Штабингера.

4.  Давильбеков Н.Х., Курапов Г.Г. Надежность работы механического оборудования

листопрокатных станов. Алматы: Изд-во КазНТУ имени К.И. Сатпаева, 2002. – 199 с.