книги из ГПНТБ / Бабалян, Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти

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

Другим реологическим параметром нефтяных эмульсий как вязко-пластичных жидкостей является динамическое напряжение сдвига. Оно характеризует степень отклонения вязко-пластичных жидкостей от ньютоновских и определяет размеры ядра потока при движении их в трубопроводах.

Величины динамического напряжения сдвига эмульсий по не­ которым месторождениям приведены в табл. 26.

Как видно из таблицы, в интервале температур 0—10° С все рассматриваемые эмульсии обладают динамическим напряжением сдвига и являются вязко-пластичными жидкостями. Наиболее ярко

8* 115

выражены структурные свойства у эмульсин Западно-Сургутского месторождения, наименее — у эмульсий Правдинского месторож­ дения.

Так же как и вязкость, динамическое напряжение сдвига воз­ растает с увеличением содержания воды в эмульсии. При повы­ шении температуры динамическое напряжение сдвига уменьшается.

В статическом состоянии эмульсии образуют структуру, проч­ ность которой в несколько раз выше, чем для безводных нефтей. Величина ее для эмульсий возрастает во времени, особенно интен­ сивно в течение первых 2—3 ч, затем по истечении 5—6 ч с мо­ мента начала термостатирования стабилизируется. При низких температурах (0—5° С) время стабилизации статического напря­ жения сдвига значительно больше, чем при повышенных темпера­ турах (10—15°С). Это может быть объяснено тем, что процессы адсорбции асфальто-смолистых веществ на поверхности глобул, сопровождающие процесс формирования и упрочения структуры эмульсии, идут более интенсивно при повышенных температурах.

Статическое напряжение сдвига эмульсий возрастает при сни­ жении температуры, что связано с повышением вязкости и проч­ ности адсорбционных слоев.

116

В табл. 27 приведены данные о статическом напряжении сдвига 30%-ных эмульсий некоторых нефтяных месторождений Западной Сибири [62], из которых видно, что этот показатель изменяется в очень широких пределах в зависимости от физико-химических свойств нефтей. Наименьшими значениями статического напряже­ ния сдвига обладают эмульсии Правдинского месторождения, нефти которых характеризуются малым содержанием асфальтенов, силикагелевых смол (6,8—9,3% вес.), относительно высоким со­ держанием низкокипящих фракций. Эмульсия Западно-Сургутского месторождения имеет высокие значения статического напряжения сдвига (содержание асфальтенов и смол в нефтях 16—26%, фрак­ ций, выкипающих до 150°С, — 5,8%).

Г л а в а V

СМАЧИВАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ

При совместном движении нефти, воды и газа в трубах или пористой среде возможны следующие случаи смачивания:

1) смачивание твердой поверхности каплями нефти в среде воды или каплями воды в среде нефти;

2) смачивание твердой поверхности пузы-рьками газа в среде нефти или воды и смачивание твердой поверхности каплями нефти или воды в среде газа.

Степень смачиваемости определяется краевым углом смачи­ вания Ѳ. Различают три положения на твердой поверхности ка­ пель нефти в водной среде и капель воды в нефтяной среде (рис. 53):

равен 90° и больше 90°. При Ѳ<90° вода лучше смачивает твер­ дую поверхность (cos0>O), при Ѳ>90°, наоборот, твердую по­ верхность лучше смачивает нефть. В первом случае поверхность называется гидрофильной, во втором — гидрофобной.

117

Переходная точка, соответствующая краевому углу смачи­ вания 90°, называется точкой инверсии. Полное смачивание по­

значительной мере определяется механизмом избирательного смачивания.

Обе антиполярные жидкости — вода и органическая жидкость (гексан, бензол, толуол, нефть и т. д .)— конкурируют в борьбе за поверхность твердого тела вдоль периметра смачивания. По­

висимости от молекулярной природы поверхности твердого тела [82].

Величина Ѳ в значительной степени определяется также воз­ можностью химического взаимодействия активных компонентов нефти с твердой поверхностью и образования вследствие этого новой поверхности, отличающейся по своим свойствам от перво­ начальной.

Прилипшую к минеральной поверхности каплю нефти в водной среде можно получить, опустив в воду смоченную нефтью мине­ ральную поверхность или же подведя под минеральную поверх­ ность в водной среде каплю нефти. Первый случай соответствует вытеснению нефти водой из породы при отсутствии и наличии в ней погребенной воды, а также при капиллярной пропитке воды в полностью или частично нефтенасыщенную породу, при этом в поровом пространстве вода является дисперсионной средой. Во время опускания в воду минерала со смоченной нефтью поверх­ ностью. пленка нефти разрывается водой и образует на этой по­ верхности капли нефти, часть которых отрывается от нее, часть прилипает к ней. Капли нефти здесь непосредственно соприка­

нефть сила поверхностного натяжения сгВІІ касательиа к поверх­

118

положную им сторону и стремится сократить поверхность раздела твердое тело — нефть.

Значения атп и аит экспериментально не поддаются определе­ нию. Можно определить только аВц и Ѳ. Поэтому уравнение (1) дает возможность лишь оценить больше или меньше а™ по срав­ нению с ствт и определить разницу между ними.

2. ИССЛЕДОВАНИЯ В ОБЛАСТИ СМАЧИВАНИЯ

Исследования показывают, что краевой угол смачивания Ѳш полученный путем наложения капли воды на поверхность мине­ рала в нефти, всегда больше краевого угла смачивания Ѳо, по­ лученного путем подведения капли нефти под поверхность мине­ рала в воде (краевой угол всегда отсчитывается в водную фазу). В первом случае под каплей воды находится нефтяная подкладка (пленка), во втором под каплей нефти — водная подкладка. Вви­ ду трудности определения Ѳн (плохая видимость капли воды в

и чем больше она гидрофобизирована активными компонентами нефти. Для неполярных углеводородных жидкостей краевые углы смачивания имеют меньшие значения, чем для нефтей.

последних по сравнению с кварцем. При высоких давлениях кра­ евые углы смачивания больше, чем при атмосферном давлении. При насыщении системы азотом Ѳо с повышением давления воз­ растает менее интенсивно и имеет меньшие значения при одина­ ковых давлениях, чем при насыщении метаном.

В практике наблюдается также смачивание твердой поверх­ ности каплями воды и нефти в среде газа. Смачивание каплей воды возможно в том случае, когда газ является дисперсионной средой, а вода или же вода и нефть дисперсными фазами в среде газа.

При разработке нефтяных залежей нередко нефть вытесня­ ется путем закачки в пласт природного газа, воздуха или в ред­ ких случаях инертных газов — азота. Подъем жидкости в скважинах происходит под действием газа или воздуха. Твердые частицы, слагающие пористую среду, а также стенки труб, могут быть в какой-то мере гидрофобизованы нефтью. Исследования 193, 108, 106] краевых углов смачивания капли воды Ѳпв прово­ дились на поверхности кварца и кальцита, гидрофобизированных толуольными растворами различных нефтей в атмосфере воздуха,

119