 |
1- ньютоновская нефть. 2 – неньютоновская жидкость (эмульсия). Рисунок 3 – Зависимость напряжения сдвига от градиента давления
|
|
|
|
1- ньютоновская нефть
2 – неньютоновская жидкость (эмульсия)
Рисунок 3 – Зависимость напряжения сдвига от градиента давления
Для систем с аномальной вязкостью коэффициент вязкости не является постоянной величиной, а зависит от условий движения и градиента скорости, в этом случае вязкость называется кажущейся или эффективной, причем она будет зависеть от содержания водной фазы и температуры (рис. 4).
Рисунок 4 – Зависимость кажущейся вязкости эмульсии от процентного содержания воды в нефти и температуры смешения
Для неньютоновских жидкостей (это нефти месторождений Узень, Уса, Русское и эмульсии) кривые течения в общем случае не описываются уравнением прямой линии и не проходят через начало координат. Поэтому вязкость эмульсий зависит не только от температуры, но и от градиента скорости dυ /dr, от физико-химических свойств и от времени нахождения эмульсии в покое.
Для неньтоновских жидкостей кажущуюся вязкость μ * можно выразить через реологические параметры τ о и μ :
(2)
где: μ – вязкость ньютоновской нефти, мПа·с;
τ о – минимальное касательное напряжение, превышение которого вызывает «страгивание» неньютоновской жидкости, Па.
dυ /dr – градиент давления
Основной причиной аномальной вязкости эмульсии по версии академика П. А. Ребиндера является механизм деформации и дробления крупных капель воды на более мелкие. Для дробления крупных капель на более мелкие необходимо затратить определенные усилия, связанные с вытягиванием этих капель в цилиндрики.
Дисперсность эмульсии значительно влияет на вязкость водо-нефтяной эмульсии. Ниже приведены зависимости вязкости скважинной продукции от средневзвешанного диаметра глобул воды для различной обводненности скважиной продукции (СП).
|
|
|
1- 0 % воды в СП, 2- 10 %, 3- 30 %, 4- 50 %, 5- 60 % и 6- 70 % воды в СП
Рисунок 5 – Влияние диспергированнойсти глобул воды на вязкость эмульсии скважин Арланского нефтяного месторождения
Рисунок 2 – Зависимость вязкости эмульсии от содержания воды
При обводненности нефти до 15 % (рис. 2) вязкость обратной эмульсии (в/м) может быть описана формулой А. Эйнштейна
μ э = μ н·(1+2, 5·Wв) (3)
где: Wв – обводненность эмульсии – отношение объема воды (дисперсной фазы) к общему объему системы (вода + нефть).
При большем содержании воды в эмульсии вязкость растет по параболе и её рост описывается формулой Бринкмана:
При содержании воды в нефти свыше 20 % вязкость эмульсии резко возрастает. Критическое значение обводненности Wвкр, при котором вязкость эмульсии начинает снижаться, называется точкой инверсии (рис. 2 и 4). Параметр Wвкр для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 0, 5 – 0, 9, но в большинстве случаев он равен 0, 71.
Инверсия нефтяных эмульсий происходит в 2-х случаях:
- при повышении обводненности эмульсии;
- при введении в эмульсию поверхностно-активных веществ (ПАВ), являющихся стабилизаторами эмульсии противоположного типа.
Обращение фаз нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение. Прямая водо-нефтяная эмульсия транспортируется по трубопроводу при меньших энергетических затратах.
В химико-аналитических лабораториях нефтяных компаниях вязкость воды, нефти и водонефтяной эмульсии определяют с помощью капиллярного вискозиметра Пинкевича типа ВПЖ-2 (4). Необходимо по секундомеру найти время истечения жидкости через капилляр соответствующего диаметра и по формуле найти искомую вязкость по формуле Пуазеля:
|
|
|
3. Плотность эмульсии определяется плотностью нефти и воды и их процентным соотношением:
ρ э= ρ н ∙ (1 - w) + ρ в ∙ w (4)
4. Электрические свойства эмульсии. Нефть и вода в чистом виде – хорошие диэлектрики. Проводимость нефти равна 10-10 – 10-15 (Ом·см)-1, а воды – от 10-7 – 10-8 (Ом·см)-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводимость ее увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводимость нефтяной эмульсии зависит от нескольких параметров:
- количество воды в эмульсии;
- дисперсность воды;
- содержание солей и кислот в водной фазе.
Экспериментально установлено, что при наложении электрического поля капельки воды вытягиваются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому росту электропроводимости эмульсии. Это явление объясняется тем, что капельки воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти (ε в = 80, ε н = 2). Это явление используется для разрушения нефтяных эмульсий в электродегидраторах.
5. Устойчивость нефтяных эмульсий и их старение – это способность в течение определенного времени не разрушаться, то есть не разделяться на нефть и воду. Устойчивость эмульсии определяется временем ее существования и выражается простой формулой
(5)
где: Н – высота столба эмульсии, см;
υ – средняя линейная скорость расслоения эмульсии, см/с.
Есть еще и другие оценки устойчивости:
- изменение плотности определенного промежуточного слоя во времени;
- количество выделившейся воды при отстое.
На устойчивость нефтяных эмульсий влияют следующие факторы:
- дисперсность системы;
- физико-химические свойства эмульгаторов, образующихся на поверхности раздела фаз (адсорбированные защитные оболочки);
- наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда;
- температура смешивающихся нефти и воды;
- величина рН эмульгированной пластовой воды.
Кратко рассмотрим эти факторы.
1. Чем выше дисперсность эмульсии, тем она устойчивее при всех прочих условиях. При большой дисперсности мы получаем и значительную площадь поверхности раздела между жидкостями и вся система приобретает большой запас свободной поверхностной энергии А, выраженная формулой (6), и становится термодинамически неустойчивой.
|
|
|
А = σ · S (6)
где: σ – свободная энергия единицы поверхности или поверхностное натяжение;
S – суммарная площадь раздела фаз.
Такая система самопроизвольно стремится перейти в устойчивое состояние, уменьшая запас энергии А за счет уменьшения площади S или поверхностного натяжения σ в результате введения в эмульсию ПАВ.
2. На устойчивость эмульсии большое влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. Они образуют на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки (брони), которые препятствуют слиянию этих капель. В качестве естественных ПАВ выступают: асфальтены, смолы, механические примеси, нафтеновые кислоты и кристаллы парафинов. Ввиду своей промежуточной полярности, обусловленной наличием в молекуле атомов азота, кислорода и серы асфальтены, смолы и нафтеновые китслоты стремятся к межфазной поверхности, ведь именно там находятся рядом неполярная нефть и полярная вода.
Неполярность углеводородов рассмотрим на примере молекулы метана CН4. Четыре атома водорода относительно атома углерода расположены симметрично, сбалансированы относительно центра тяжести молекулы. При размещении молекул метана в электростатическое поле они не поляризуются и не меняют своей ориентации относительно силовых линий поля.
Молекула воды выглядит иначе. Почти шарообразная молекула воды имеет заметно выраженную полярность, так как электрические заряды в ней расположены асимметрично. Каждая молекула воды является миниатюрным диполем с высоким дипольным моментом – 1, 87 дебая (Дебай – внесистемная единица электрического дипольного 3, 33564·1030 Кл·м).
3. Устойчивость эмульсий зависит также от электрического заряда на поверхности частиц-глобул. Образующийся двойной электрический слой защищает эмульсии от слипания подобно адсорбционным оболочкам.
|
|
|
4. При повышении температуры устойчивость эмульсии понижается, так как механическая прочность адсорбционных оболочек, особенно содержащих парафин и церезин, снижается до нуля, в результате капли воды сливаются, и эмульсия разрушается.
5. Параметр рН пластовой воды влияет на упругие свойства поверхностных слоев. Причем степень этого влияния на различные нефти неодинакова.
С увеличением рН снижаются реологические свойства поверхностных слоев на границе нефть - вода, и это ведет к расслоению эмульсии. Рост рН происходит после введения в эмульсию щелочи.
Старение водонефтяных эмульсий объясняется тем, что со временем на водонефтяной поверхности адсорбируются, то есть накапливаются диспергированные эмульгаторы, особенно твердые эмульгаторы. Это ведет к утолщению межфазного бронированного слоя и повышению устойчивости эмульсий прямого типа (в/м). В начальный период старение эмульсии происходит весьма интенсивно, затем замедляется и часто уже через сутки прекращается.
|
|
|
