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

Однако она применима, как указывает сам автор, для эмуль­сий, в которых < 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.

Зависимость :

1, 2, 3 - соответственно при равном 0,2; 0,3; 0,4; 4 - экспериментальные данные Б.А. Соломыкова при (-0,3; - 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

=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 , равному отношению вязкости эмульсии , замеренной при температуре t, к вязкости безводной нефти г|о(ф определенной при той же температуре.

Значения при температуре t = 20-60°С и обводненности w = 0-60%, рассчитанные по экспериментальным данным. Cредние значения для различных типов нефтей при одном и том же w для всех скважин достаточно хо­рошо совпадают и увеличиваются с повышением w. Аналогичные за­кономерности изменения и 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 , равный отношению вязкости безводной нефти при t = 20°С к вязкости этой же нефти при температуре t(x). Значения коэффициентов рассчитанные по экспериментальным данным. После соответствующих преобразований линейной зависимости , от t(x) получена формула

= 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 .

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).