Файл: Бабалян, Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти.pdf

При свежеприготовленной снеси величина Рг Для раствора NaCl больше, чем для дистиллированной воды. Со временем эта величина убывает.

Зависимость величины Рг от времени формирования погра­ ничного слоя была исследована и для чистых нефтей. Результаты измерений приводятся в табл. 21. Для всех нефтей с увеличением времени формирования пограничного слоя величина Рг возрастает независимо от характеристики вод. Наибольшее увеличение Р,- наблюдается при дистиллированной воде. С увеличением минера­ лизации воды путем добавки NaCl величина Ртнесколько умень­ шается. Еще больше она снижается при высокоминерализованной пластовой воде. Добавка в дистиллированную воду соляной кис­ лоты для арланской нефти снижает Рг, а для нефти Манчаровского месторождения повышает.

Добавка щелочи к дистиллированной воде сильно снижает Р,-, добавка ПАВ (КАУФЭі4) приводит к еще более значительному ее уменьшению. Увеличение Ртс течением времени незначительно, после 24 ч она оказывается во много раз меньше, чем в осталь­ ных случаях.

Все отмеченные закономерности относятся и к высоковязкой угленосной нефти Чекмагушского месторождения.

В табл. 22 показано, как изменяется Ртдля нефтей угленос­ ной свиты Манчаровского месторождения при добавке в пласто­ вую воду различных ПАВ (в опытах применяли аммиачный НЧК, содержащий 10% сульфосолей).

При неионогенном ПАВ (КАУФЭи) Рг с течением времени не возрастает в отличие от других ПАВ.

Таким образом, при использовании неионогенных ПАВ нет оснований беспокоиться, что прочность адсорбционного слоя будет со временем возрастать, например в призабойной зоне скважины

вслучае попадания в нее воды, и затруднять процесс ее освоения.

Втабл. 23 приводятся изменения Рт для нефтей различных месторождений с пластовыми водами этих же месторождений. Величина Ртизменяется в широких пределах.

Таким образом, предел прочности пограничного слоя является одной из важнейших характеристик, определяющих стойкость коалесценции глобул воды в нефти. Проведенный комплекс исследо­ ваний по определению Рт нефтей для различных условий дает возможность сделать следующие выводы.

Вязкость эмульсий и реологические свойства их сильно зави­ сят от содержания и состава воды и нефти, а также от условий образования. Однако при прочих равных условиях стойкость эмуль­ сии определяется значением Рг. Сама величина Рт зависит от характеристик нефтей и вод, времени формирования адсорбцион­ ного слоя и т. д.

Для системы твердое тело — вода — неполярная углеводород­ ная жидкость величина Ртпрактически равна нулю. При добавках в неполярную углеводородную жидкость небольших количеств

ПО

111

* Средние данные нз трех опытов.

нефти, исчисляемых долями процента, Рг сильно возрастает. При последующем увеличении концентрации нефти до 100% величина Рг существенного изменения не претерпевает.

С увеличением времени старения керосинового раствора нефти величина Ртубывает. Увеличение минерализации воды в большин­ стве случаев вызывает уменьшение Рг. Добавка в воду щелочи и в определенных случаях НС1 снижает величину Рг. Добавка ПАВ сильно снижает ее. Особенно это относится к неионогенным ПАВ.

Таким образом, процессы диспергирования и коалесценции за­ висят от многих факторов, и для совершенствования технологи­ ческих процессов добычи нефти иногда необходимо повышать дисперсность эмульсии, уменьшать содержание воды в ней и на­ оборот; в одних случаях выгодно увеличивать прочность адсорб­ ционного слоя, в других — уменьшать, т. е. при решении тех или иных задач практики нужно знать, какие факторы влияют на про­ цесс и принимать в соответствии с этим меры для получения нуж­ ных результатов.

В общем случае водонефтяные эмульсии, так же как и нефти, относятся к вязко-пластичным жидкостям, подчиняющимся закону жидкостного трения Шведова—Бингама. В отличие от безводных нефтей эмульсии характеризуются более выраженными структур­ ными и тиксотропными свойствами. Области аномальной вязкости

112

для эмульсии сдвигаются в сторону более высоких температур. Так же как и безводные нефти, водбнефтяные эмульсии могут от­ носиться к ньютоновским жидкостям, но при более высоких тем­ пературах.

В зависимости от температуры, скорости движения по трубо­ проводу и процентного содержания воды водонефтяная эмульсия

рости и знать температуру потока, затем провести через известные значения градиента скорости и температуры перпендикуляры к осям координат. Точки пересечения перпендикуляров определят зону, к которой относится данная эмульсия.

Зависимость степени увеличения вязкости эмульсии от про­ центного содержания воды при температуре +10° С для некоторых месторождений Западной Сибири показана на рис. 52.

С увеличением обводненности вязкость нефтяных эмульсий воз­ растает в десятки раз. Следует отметить, что при снижении тем­ пературы относительное повышение вязкости с увеличением содер­ жания воды в эмульсии возрастает.

Абсолютные величины вязкости эмульсий некоторых нефтяных месторождений при 10° С приводятся в табл. 24.

Вязкость эмульсий при прочих равных условиях сильно зав№-

Западно-Сургутское

Правдннское

реологическом отношении большим разнообразием. В этом за­ ключается трудность выбора вязкости эмульсий при технологиче­ ских расчетах трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть. Очевидно, для правильного выбора вязкости эмульсий необходима разработка критериальных параметров, позволяющих оценить и предопределить качество эмульсий, образующихся при различных условиях эксплуатации нефтяных месторождений.

114