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. 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 скважин 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 n, равных 600, 300, 200 и 100 мин¹. 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 0,56 м/с.

Кажущуюся динамическую вязкость нефти и эмульсий опре­деляли по формуле 

η = S · Ф · f · с      (4)

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 К_W(t), равному отношению вязкости эмульсии η_э(t), замеренной при температуре t, к вязкости безводной нефти η_н(_t), определенной при той же температуре. К_W(t) = η_э(t)/ η_н (_t) 

Значения K_W(_t),  при температуре    t = 20 - 60°С  и  обводненности        w - 0-60%, рассчитанные по экспериментальным данным, приведены в таблице  1. Из нее видно, что средние значения K_W(_t) для различных типов нефтей при одном и том же  w для всех скважин достаточно хо­рошо совпадают и увеличиваются с повышением  w. Аналогичные за­кономерности изменения η и K_W(_t) в зависимости от  w  получены и для эмульсий, сформированных опресненными водами.                                                                                  Таблица 1

Примечание. При w=0 коэффициент K_w(t)=1.

Для исключения промежуточных замеров вязкости безводной нефти при разных температурах был введен поправочный безразмер­ный коэффициент к_{t (х)} , равный отношению вязкости безводной нефти при t = 20°С к вязкости этой же нефти при температуре t(x). Значения коэффициентов к_{t (х)}, рассчитанные по экспериментальным данным, представлены в табл. 2.                                                                                                                           

                                                                                                                                                                                    Таблица 2

Значения коэффициентов к_{t (х)} по экспериментальным данным

После соответствующих преобразований линейной зависимости  к_{t (х)}  от t(x) получена формула         к_{t (х)}= 0,0733 · t(x) – 0,632        (5)

С учетом выражения (5) можно ориентировочно рассчиты­вать прогнозные значения вязкости обводненной нефти при заданных температурах по известной вязкости безводной нефти при фиксиро­ванной температуре t(x) и значению параметра K_w(t), выбираемому по табл. 2. Анализ показал, что рассматриваемая методика оценки про­гнозной вязкости приемлема для w <45%. Вместе с тем расчетные значения вязкости эмульсии для нефтей различных скважин обводненностью около 60% изменяются в значительных пределах (рис. 2).