USD 68.9573

+0.2

EUR 74.9564

+0.26

BRENT 86.28

-0.16

AИ-95

0

AИ-98

0

ДТ

0

7 мин
39
0

Анализ реологических свойств водонефтяных эмульсий

Цель исследования – анализ реологических свойств водонефтяных эмульсий (ВНЭ), поиск рациональной эмпирической формулы расчета вязкости водонефтяной эмульсии. Актуальность темы заключается в отсутствии рациональной формулы расчета вязкости ВНЭ, что затрудняет дальнейшие гидравлические расчеты. В материале рассматриваются изучение реальных и расчетных данных о свойствах ВНЭ, исследование предлагаемых формул, оценка поведения реологических свойств ВНЭ в зависимости от обводненности. На основании полученных данных были проведены исследования реологических характеристик месторождений Архангельского, Сретенского, Шершневского, Бугровского, Первомайского, Уньвинского, Зыбза-Глубокий Яр, Змеевского и Западного. Выявлены неточности предложенных формул расчета вязкости водонефтяных эмульсий, определена нелинейная зависимость между вязкостью ВНЭ и вязкостью нефти, а также проанализированы зависимости плотности и вязкости ВНЭ от содержания воды, проанализированы результаты проведенных расчетов на основании графиков, предложена формула расчета вязкости ВНЭ при обводненности 20 %.

Анализ реологических свойств водонефтяных эмульсий

Трубопроводный транспорт был и остается наиболее экономически выгодным способом транспортировки продуктов. Его протяженность в мире составляет более четырех миллионов километров [1]. Причем примерно половину (чуть менее двух миллионов километров) от общей протяженности приходятся на нефтепроводы. Система трубопроводного транспорта в России – одна из крупнейших в мире – составляет более 285 000 км, из которых нефтепроводы составляют около 54 000 км [2]. Именно поэтому актуальность исследования и контроля реологических свойств нефти при эксплуатации и проектировании новых трубопроводов является неоспоримым фактом. При транспортировке нефтепродукта необходимо учитывать такие физико-химические параметры, как плотность, вязкость, давление насыщения, сжимаемость нефти, поверхностное натяжение, объемный коэффициент, температура застывания, содержание серы, парафинов, газа, воды [3, 4].

Качество добываемой нефти и качество нефтепродуктов наряду с другими показателями определяется содержанием в них влаги.

В настоящее время обводненность месторождений увеличивается из года в год и остается одной из наиболее серьезных проблем нефтедобывающей отрасли России. Согласно статистике, из четырех тонн добываемой нефтяными компаниями пластовой жидкости на чистую нефть приходится всего одна тонна, остальное – вода [5].

В последнее время становится все более популярным вопрос энергоэффективности транспортировки в нефтяной и газовой промышленности. При добыче нефти из пластов возникает множество осложнений, одним из которых является возникновение водонефтяных эмульсий, разрушение которых на данный момент все еще довольно затруднительно. Эмульсии можно разделить на два основных типа: «нефть в воде» (Н/В), называемые прямыми, с содержанием воды более 50 %, и «вода в нефти» (В/Н), называемые обратными, с содержанием воды менее 50 % [6]. Содержащаяся в нефти пластовая вода является одной из причин коррозии труб и оборудования, а также влияет на изменение реологических свойств нефти и ее качество. Эффективность перекачки продукта определяется режимом перекачки, плотностью эмульсии, вязкостными характеристиками и др. Влияние возрастания вязкости на транспортировку определяется увеличением гидравлического сопротивления сети трубопроводов, уменьшением КПД и возрастанием потерь мощности перекачивающих агрегатов. Это негативно сказывается на экономической составляющей транспорта продукта и сложности переработки [7].

Проведение расчета вязкостных характеристик водонефтяных эмульсий необходимо не только для определения эффективности перекачки, но и для дальнейших гидравлических расчетов, требуемых для исследования иных параметров трубопровода. Точность вязкостных характеристик является важной составляющей при анализе характеристик перекачки. Существует множество вариантов расчета вязкости, которые, к сожалению, не гарантируют высокую точность показаний. Встает вопрос о поиске наиболее эффективной формулы определения вязкости водонефтяных эмульсий с наименьшими погрешностями.

 

Существующие формулы расчета вязкости ВНЭ

 

Динамическая вязкость водонефтяных эмульсий не является аддитивным свойством и не может быть посчитана как сумма вязкостей нефти и воды. Она зависит от множества факторов, таких как температура, давление, вязкость самой нефти, вектор скорости, обводненность, дисперсность и диаметр капель [8].

Используя экспериментальные данные Архангельского месторождения [9] (табл. 1), проанализируем формулы, предложенные для поиска вязкости водонефтяных эмульсий.


При рассмотрении водонефтяной эмульсии типа «вода в нефти» (В/Н) при обводненности до 50 % вязкость водонефтяной эмульсии может быть рассчитана по формуле [10]:


где В – доля обводненности (водосодержание) нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии, %,

D – коэффициент, определяемый по параметру А, учитывающему влияние скорости сдвига на вязкость:


где Wсд – скорость сдвига водонефтяной эмульсии при рабочих условиях, 1/с:


где Dг – гидравлический диаметр (м), определяемый по формуле:


где П – смоченный периметр поперечного сечения трубопровода, м,

F – площадь проходного сечения, м2,

Wэ пр – приведенная скорость эмульсии, м/с:


где Qв, Qн – объемные расходы воды и нефти при рабочих Р и Т, м3/с:


где bв, bн – соответственно объемные коэффициенты воды и нефти при рабочих Р,

Анализируя результаты, полученные при расчете данным методам, получаем значительную погрешность 26,35 % (табл. 2).

Рассмотрим следующую формулу расчета водонефтяной эмульсии при обводненности менее 50 % [11]:

где μн – вязкость нефти, мПа⋅с,

, – константы, равные 4,2 и 2,5 соответственно,

В – доля обводненности (водосодержание) нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии, %.

Результатом расчета по данной методике является погрешность, составляющая 31,11 % (табл. 2).

Универсальной формулой расчета вязкости водонефтяной эмульсии с обводненностью менее 50 % является формула Монсона [12]: 


где μн – вязкость нефти при соответствующих P и T (вязкость дисперсионной среды), мПа⋅с,

В – доля обводненности (водосодержание) нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии, %.

Влияние размеров капель воды на величину вязкости эмульсии в формуле не учитывается.

При расчете данным методом была получена погрешность 2,88 %.

Также в инженерных расчетах используется формула расчета вязкости обратной водонефтяной эмульсии:


где μн – вязкость нефти при соответствующих P и T (вязкость дисперсионной среды), мПа⋅с,

В – доля обводненности (водосодержание) нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии, %.

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.


Анализ вязкости водонефтяных эмульсий

Анализируя полученные данные, можно прийти к выводу, что наиболее приближенной по точности является формула Монсона (11), при наименьшей полученной погрешности 2,88% (табл. 2). При проведении последующего анализа зависимости вязкости водонефтяных эмульсий от обводненности при 20 °С рационально основываться на результатах, полученных по формуле Монсона.


Таким образом, при рассмотрении графика (рис. 1) можно сделать выводы о прямой зависимости между обводненностью и вязкостью эмульсий. При возрастании обводненности увеличивается вязкость водонефтяной эмульсии.

Осуществим перевод динамической вязкости эмульсий в кинематическую по формуле [13]:


Согласно полученным данным (табл. 3), представим график зависимости кинематической вязкости водонефтяной эмульсии в зависимости от ее обводненности (рис. 2).



Согласно анализу теоретических расчетов, можно сделать предположение о непрерывном возрастании вязкости водонефтяной эмульсии при увеличении содержания в ней воды. При использовании экспериментальных данных Сретенского [14] и Шершеневского [15] месторождений прослеживается резкий спад графика в момент, когда эмульсия обратного типа В/Н становится эмульсией прямого типа Н/В.





При проведении расчетов по формуле Монсона (11), согласно экспериментальным данным [16], были получены результаты, сведенные в таблицу 6. В связи с тем, что формула Монсона может быть справедливой только для эмульсий обратного типа В/Н, для расчета возьмем обводненности 0, 20 и 40 %.


Таким образом, прослеживается большая погрешность между измеренной и реальной величинами, из чего можно сделать вывод о неточности формулы Монсона (11). Данная формула дает приближенные, но неточные результаты только в месторождениях нефти с относительно малыми вязкостями (Шершневское, Уньвинское). Это значит, что в дальнейших гидравлических расчетах при использовании рассчитанных данных вязкости водонефтяной эмульсии также будут получены результаты, отличные от реальных. Формула не является достоверной даже в рамках месторождений, так как нацелена на линейную зависимость между вязкостью нефти и вязкостью водонефтяной эмульсии, которая не прослеживается на опытных данных.

Анализ плотности водонефтяных эмульсий

Заостряя внимание на формуле (13) расчета кинематической вязкости, проведем анализ зависимости плотности водонефтяной эмульсии от обводненности на графике (рис. 5) [17].



При изучении графика, построенного на основании уравнения (5), прослеживается линейная зависимость плотности водонефтяной эмульсии от ее обводненности. При увеличении обводненности происходит возрастание плотности. Однако же при изучении экспериментальных данных о плотности эмульсии на месторождении Зыбза-Глубокий Яр [18] и последующем построении графика зависимости плотности от содержания воды можно заметить аномальные отклонения от линейной функции. При этом зависимость плотности от концентрации воды возрастает при повышенных температурах и давлениях.

   


Поиск эмпирической формулы расчета вязкости ВНЭ

Принимая во внимание необходимость поиска наиболее рациональной формулы расчета вязкости водонефтяной эмульсии, были совершены аппроксимации для вывода точной формулы с наименьшими погрешностями.

При анализе экспериментальных данных с различных месторождений, была выявлена нелинейная зависимость между вязкостью нефти и вязкостью эмульсии. Таким образом, возникает задача поиска нелинейной зависимости между этими двумя составляющими, также в зависимости от обводненности.

Рассмотрим варианты проведенных аппроксимаций.

При использовании статистического метода исследования взаимосвязи переменных было выявлено несколько наиболее вероятных регрессий:


На основании реологических характеристик Змеевского месторождения [19] при обводненности 20 %, вязкости эмульсии 844 мПа⋅с, подставляя полученные регрессии в формулы, представленные выше (15–17), получаем результаты, сведенные в таблице 11:


Наиболее приближенные результаты показывает формула (17) при использовании степенной регрессии. При анализе результатов, полученных на основании этой формулы, предложен следующий вид формулы расчета вязкости водонефтяной эмульсии:



Таким образом, прослеживаются хорошие результаты с небольшими погрешностями при обводненности эмульсии 20 % для ВНЭ различных месторождений. Можно сделать вывод, что формула справедлива для содержания воды в пределах 20 %.

Заключение

При проведении аналитических исследований были проведены расчеты вязкости и плотности водонефтяных эмульсий. Выявлены значительные погрешности известных формул поиска вязкости водонефтяных эмульсий, проанализированы графики изменения вязкости и плотности в зависимости от обводненности эмульсий.

Таким образом, можно сделать вывод о необходимости поиска наиболее рациональных формул расчета вязкости с наименьшими погрешностями для дальнейших исследований характеристик водонефтяных эмульсий с максимальной точностью. Возникает необходимость вывода эмпирических формул для каждого месторождения водонефтяных эмульсий, а также для образований ВНЭ в процессе транспорта нефти. 




Статья «Анализ реологических свойств водонефтяных эмульсий» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№12, Декабрь 2022)

Авторы:
Комментарии

Читайте также