ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЯЗКОСТИ ГАЗИРОВАННЫХ ЭМУЛЬСИЙ

В ряде случаев для оценки эффективности процесса подго­товки газонасыщенной нефти под давлением необходимо сопостав­ление энергетических затрат по вариантам: снижение вязкости нефти  до необходимого уровня вследствие растворения в ней газа при по­вышенном расходе энергии на поддержание высокого давления в ап­паратах для предотвращения выделения свободного газа; повышение температуры нефти после ее сепарации по сравнению с первым вари­антом.

Для расчета трубопроводов и технологических аппаратов также необходимы надежные данные о реологических характеристи­ках перекачиваемой эмульсии с растворенным в нефти газом. Изучение влияния растворенного в нефти газа на реологические характери­стики водонефтяных эмульсий проводилось на специальной установ­ке. Исследовались нефти с различными физико-химическими свойст­вами (скв. 1 и 2) с плотностью 0,9282 и 0,9364 г/см³, вязкостью 100 и 120 мПа-с, содержанием в нефти до 76,5 м³/м³ растворенного газа и обводненностью до 60% при температуре 15,6°С. Различные значения водосодержания и газонасыщенности нефтяной эмульсии достига­лись смешиванием газированной безводной нефти с концентрирован­ной эмульсией в различных соотношениях.

За критерий степени влияния растворенного газа на свойства изучаемых систем был  принят безразмерный  параметр µ* = µ_д / µ_г,   представляющий отношение динамических вязкостей дегазированной (µ_д) и газированной (µ_г) эмульсий с одинаковым содержанием воды. В этом случае влияние газа на вязкостные свойства систем проявля­ется наиболее полно, что позволяет характеризовать эмульсии раз­личной обводненности независимо от формирующих их свойств.

Введение безразмерного критерия позволяет проводить прогнозные расчеты вязкости эмульсии по известным значениям вязкости дегазированных эмульсий и количеству растворенного в нефти газа при одинаковых обводненности и температуре.

 

Такие расчеты необходимы при проектировании систем обустройства и технологических схем и процессов добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти.

При содержании воды в нефти более 60% вязкость эмульсии в результате обращения фаз во  вcex случаях имеет тенденцию к снижению. Абсолютные  значения вязкости газированных эмульсий более  низкие по сравнению с дегазированными для нефти трех скважин, существенно различающихся по значениям вязкости безводной нефти (рис. 3).

 

 

Рис. 3  Зависимость    вязкости  газонасыщенной       эмульсии       от  газосодержания и обводненности нефти  (температура нефти  20°С)

В результате обработки данных получено выражение, позво­ляющее с достаточной для практических целей точностью рассчитать вязкость газированной эмульсии в зависимости от параметров η₀, Г, W, t:

 

    (7)          

где η₀ – вязкость  безводной дегазированной нефти при температуре 20°С; Г - количество растворенного в нефти газа. m³/m³; W - обводненность  нефти %: t — температура, °С.

На рис. 3 показано достаточно хорошее совпадение кривых изменения вязкости. эмульсий, построенных по экспериментальным данным, с расчетными значениями вязкости газированных эмульсий, полученными расчетным путем согласно  выражения (7).

Характер изменения вязкости газированных до различного уровня эмульсий как функции обводненности при температуре 20°С представлен на рис. 3.

 При движении продукции скважин от забоя скважин и далее  по промысловым коммуникациям вязкость системы существенно возрастает в связи с разгазированием нефти, причем этот процесс интенсифицируется  из-за естественного сниже­ния температуры потока вследствие отдачи тепла в окружающую среду. Следовательно, деэмульсация  нефти  на крупных  сборных пунктах невыгодна, так как  требует дополнительных энергетических затрат.  Поэтому приближение объектов предварительного  сброса пластовых вод и подготовки нефти к скважинам, дожимным насос­ным станциям, групповым установкам или разработка эффективных технологических процессов по расслоению потока на нефть и воду в наиболее благоприятных технологических условиях (низкая вязкость газированной эмульсии, высокая температура) является крупным резервом снижения энергоемкости процессов добычи, сбора, транспор­тирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах.

На основании рис. 3 можно сделать вывод о сравнительно  низкой вязкости эмульсии в стволе скважины при давлении ниже давления насыщения, что определяет выбор техники и технологии подъема жидкости от забоя скважин на дневную поверхность. Так, при содержании в нефти 70% м³/м³ растворенного газа при 20°С вяз­кость эмульсии с содержанием воды порядка 60% составляет 200 мПа-с, при ее разгазировании вязкость в этих же условиях возрастает до 1500 мПа-с. Если учитывать снижение вязкости эмульсии при бо­лее высокой температуре потока в фонтанных колоннах действующих скважин (например, 60°С), то вязкость эмульсии составит около 50 мПа-с (рис. 3, кривая 5).

Следовательно, в этом случае вязкостные характеристики по­тока для подъема добываемой жидкости из скважин в 30 раз благо­приятнее вязкостных характеристик сбора, транспортирования и под­готовки дегазированной нефти при естественной температуре потока.

Использование метода оценки вязкости газированных эмуль­сий по ограниченному числу исходных данных позволяет более точно рассчитать технологические параметры сброса пластовых вод в усло­виях скважин или дожимных насосных станций на стадии проектиро­вания. Это исключает необходимость перекачки больших объемов пластовых вод от скважин к сборным пунктам и объектам поддержа­ния пластового давления. В сочетании с технологическими приемами получения в этих условиях чистых вод, пригодных для закачки в пласт без дополнительной обработки, создаются предпосылки для решения проблемы их утилизации с получением значительного эффекта.