8.1. Классификация методов изучения реологических свойств аномальных нефтей. Реологические исследования нефти


Исследование - реологические свойство - нефть

Исследование - реологические свойство - нефть

Cтраница 1

Исследования реологических свойств нефтей на установке проводятся при очень малых скоростях течения жидкости и перепадах давлений. Если для измерения перепадов давлений использовать дифференциальный жидкостный манометр, работающий по обычной схеме, то потребуется очень много времени для установления режимов течения, так как диаметр манометрических трубок сравнительно велик и уровни в них изменяются очень медленно. При малых расходах жидкости должен применяться компенсационный метод измерения перепадов давления, который заключается в следующем.  [2]

Исследования реологических свойств нефтей позволили определить параметры, при которых применение депрессорных присадок наиболее эффективно: температура нефти при введении присадок должна равняться 55 - 65 С, концентрация депрессорной присадки должна быть примерно 0 20 % веса нефти, скорость охлаждения нефти с депрессорной присадкой 10 - 20 С / ч, условия охлаждения статические.  [3]

Проведены исследования реологических свойств нефтей каменноугольных отложений Татарии. Установлено, что в пластовых условиях они являются неньютоновскими системами.  [4]

При исследовании реологических свойств нефтей и изучении фильтрации их в пористой среде используются разнообразные приборы. Однако большинство этих приборов разработано для исследования высоковязких дисперсных систем - дегазированных нефтей при пониженных температурах, буровых растворов применительно к движению по трубопроводам. Консистенция и условия движения этих жидкостей в трубах значительно отличаются от условий фильтрации пластовых нефтей в продуктивных пластах.  [6]

При исследовании реологических свойств нефтей в капиллярных вискозиметрах было установлено, что структурно-механические свойства нефтей при температурах выше температуры кристаллизации парафина определяются содержанием асфальтенов, смол, составом и количеством растворенных газов. То же самое наблюдается и при фильтрации нефти в пористой среде.  [7]

Юфина приводятся результаты исследований реологических свойств нефтей Харьягинского, Новопортовского и Ван-Еганского месторождений. В тоже время нагрев неразбавленной нефти от 0 до 40 С позволяет уменьшить вязкость только в 37 раз. Тем не менее, не вызывает сомнения то что с ростом концентрации конденсата скорость снижения вязкости смеси уменьшается, а с ростом температуры смеси эффект от добавления разбавителя ( конденсата) снижается.  [8]

В работе приводятся результаты исследования реологических свойств нефтей месторождения Дай Хунг, которые указывают на эффективность периодического использования депрессаторов при низкой температуре морской воды для снижения гидравлических потерь, уменьшения образования АСПО на внутренней поверхности шлангов и обеспечения длительной остановки транспорта продукции скважин.  [9]

К настоящему времени известно большое количество работ, в которых отражены результаты исследований реологических свойств нефтей, обработанных депресеорнымн присадками. Как правило, исследования проводились с высокопарафинистыми нефтями, перекачка которых невозможна без применения подогрева, так как температура застивания нефтей выше температуры грунта, окружающего нефтепровод. Использование присадки предполагает осуществление такого физико-химического воэдействия на свойства нефти, в результате которого она не застыаа-ла бы при температуре грунта. Однако в большинстве случаев присадка не обеспечивает требуемой депрессии температуры застывания высоко-парафинистой нефти и, следовательно, не позволяет исключить подогрев нефти при перекачке.  [10]

Анализ ИК-спектров исследуемых нефтей позволил установить, что групповые составы до и после воздействия ударной волны качественно идентичны, однако в количественном соотношении имеются изменения, а исследование реологических характеристик нефтей показало, что воздействие ударной волны может приводить как к уменьшению эффективной вязкости, так и к ее увеличению. Так, исследования реологических свойств нефтей показали, что после ударного воздействия эффективная вязкость уменьшилась для нефтей месторождений Русское, Туймазинское, Васюганское, Золотухинское и Яре-га, а для нефтей месторождений Боровичи и Гежское ударное воздействие привело к увеличению эффективной вязкости.  [11]

Анализ ИК-спектров исследуемых нефтей позволил установить, что групповые составы до и после воздействия ударной волны качественно идентичны, однако в количественном соотношении имеются изменения, а исследование реологических характеристик нефтей показало, что воздействие ударной волны может приводить как к уменьшению эффективной вязкости, так и к ее увеличению. Так, исследования реологических свойств нефтей показали, что после ударного воздействия эффективная вязкость уменьшилась для нефтей месторождений Русское, Туймазинское, Васюганское, Золоту-хинское и Ярега, а для нефтей месторождений Боровичи и Гежское ударное воздействие привело к увеличению эффективной вязкости.  [12]

В опубликованных работах Круговой А.А. 1, Обухова З.П., Гимаева Р.Г., Хадинова Н.К., Сафарова И.А. Коршака А.А., Кулаковой В.В., Новоселова В.В. и многих других указывается на различные оптимальные концентрации добавок конденсата в нефти, что вполне объяснимо реологическими свойствами продуктов. В работах Р.А. Алиева, O.F. Дзебы, В.А. Юфина приводятся результаты исследований реологических свойств нефтей Харьягинского, Новопортовского и Ван-Еганского месторождений. Ими установлено, что при разбавлении Ван-Еганской нефти конденсатом до 50 % динамическая вязкость может уменьшиться в 99 раз ( при температуре 0 С), В тоже время нагрев неразбавленной нефти от 0 до 40 С позволяет уменьшить вязкость только в 37 раз. Тем не менее, не вызывает сомнения то, что с ростом концентрации конденсата скорость снижения вязкости смеси уменьшается, а с ростом температуры смеси эффект от добавления разбавителя ( конденсата) снижается.  [13]

АССР лишь немного уступают ее запасам в девонских отложениях. Сравнительно низкая температура залежей, большая вязкость нефти, значительное содержание в составе нефти поверхностно-активных компонентов и неоднородность строения продуктивных пластов приведут к сравнительно низкой нефтеотдаче. В этих условиях исследования реологических свойств нефтей приобретают актуальное значение.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Исследование - реологические свойство - нефть

Исследование - реологические свойство - нефть

Cтраница 1

Исследования реологических свойств нефтей на установке проводятся при очень малых скоростях течения жидкости и перепадах давлений. Если для измерения перепадов давлений использовать дифференциальный жидкостный манометр, работающий по обычной схеме, то потребуется очень много времени для установления режимов течения, так как диаметр манометрических трубок сравнительно велик и уровни в них изменяются очень медленно. При малых расходах жидкости должен применяться компенсационный метод измерения перепадов давления, который заключается в следующем.  [2]

Исследования реологических свойств нефтей позволили определить параметры, при которых применение депрессорных присадок наиболее эффективно: температура нефти при введении присадок должна равняться 55 - 65 С, концентрация депрессорной присадки должна быть примерно 0 20 % веса нефти, скорость охлаждения нефти с депрессорной присадкой 10 - 20 С / ч, условия охлаждения статические.  [3]

Проведены исследования реологических свойств нефтей каменноугольных отложений Татарии. Установлено, что в пластовых условиях они являются неньютоновскими системами.  [4]

При исследовании реологических свойств нефтей и изучении фильтрации их в пористой среде используются разнообразные приборы. Однако большинство этих приборов разработано для исследования высоковязких дисперсных систем - дегазированных нефтей при пониженных температурах, буровых растворов применительно к движению по трубопроводам. Консистенция и условия движения этих жидкостей в трубах значительно отличаются от условий фильтрации пластовых нефтей в продуктивных пластах.  [6]

При исследовании реологических свойств нефтей в капиллярных вискозиметрах было установлено, что структурно-механические свойства нефтей при температурах выше температуры кристаллизации парафина определяются содержанием асфальтенов, смол, составом и количеством растворенных газов. То же самое наблюдается и при фильтрации нефти в пористой среде.  [7]

Юфина приводятся результаты исследований реологических свойств нефтей Харьягинского, Новопортовского и Ван-Еганского месторождений. В тоже время нагрев неразбавленной нефти от 0 до 40 С позволяет уменьшить вязкость только в 37 раз. Тем не менее, не вызывает сомнения то что с ростом концентрации конденсата скорость снижения вязкости смеси уменьшается, а с ростом температуры смеси эффект от добавления разбавителя ( конденсата) снижается.  [8]

В работе приводятся результаты исследования реологических свойств нефтей месторождения Дай Хунг, которые указывают на эффективность периодического использования депрессаторов при низкой температуре морской воды для снижения гидравлических потерь, уменьшения образования АСПО на внутренней поверхности шлангов и обеспечения длительной остановки транспорта продукции скважин.  [9]

К настоящему времени известно большое количество работ, в которых отражены результаты исследований реологических свойств нефтей, обработанных депресеорнымн присадками. Как правило, исследования проводились с высокопарафинистыми нефтями, перекачка которых невозможна без применения подогрева, так как температура застивания нефтей выше температуры грунта, окружающего нефтепровод. Использование присадки предполагает осуществление такого физико-химического воэдействия на свойства нефти, в результате которого она не застыаа-ла бы при температуре грунта. Однако в большинстве случаев присадка не обеспечивает требуемой депрессии температуры застывания высоко-парафинистой нефти и, следовательно, не позволяет исключить подогрев нефти при перекачке.  [10]

Анализ ИК-спектров исследуемых нефтей позволил установить, что групповые составы до и после воздействия ударной волны качественно идентичны, однако в количественном соотношении имеются изменения, а исследование реологических характеристик нефтей показало, что воздействие ударной волны может приводить как к уменьшению эффективной вязкости, так и к ее увеличению. Так, исследования реологических свойств нефтей показали, что после ударного воздействия эффективная вязкость уменьшилась для нефтей месторождений Русское, Туймазинское, Васюганское, Золотухинское и Яре-га, а для нефтей месторождений Боровичи и Гежское ударное воздействие привело к увеличению эффективной вязкости.  [11]

Анализ ИК-спектров исследуемых нефтей позволил установить, что групповые составы до и после воздействия ударной волны качественно идентичны, однако в количественном соотношении имеются изменения, а исследование реологических характеристик нефтей показало, что воздействие ударной волны может приводить как к уменьшению эффективной вязкости, так и к ее увеличению. Так, исследования реологических свойств нефтей показали, что после ударного воздействия эффективная вязкость уменьшилась для нефтей месторождений Русское, Туймазинское, Васюганское, Золоту-хинское и Ярега, а для нефтей месторождений Боровичи и Гежское ударное воздействие привело к увеличению эффективной вязкости.  [12]

В опубликованных работах Круговой А.А. 1, Обухова З.П., Гимаева Р.Г., Хадинова Н.К., Сафарова И.А. Коршака А.А., Кулаковой В.В., Новоселова В.В. и многих других указывается на различные оптимальные концентрации добавок конденсата в нефти, что вполне объяснимо реологическими свойствами продуктов. В работах Р.А. Алиева, O.F. Дзебы, В.А. Юфина приводятся результаты исследований реологических свойств нефтей Харьягинского, Новопортовского и Ван-Еганского месторождений. Ими установлено, что при разбавлении Ван-Еганской нефти конденсатом до 50 % динамическая вязкость может уменьшиться в 99 раз ( при температуре 0 С), В тоже время нагрев неразбавленной нефти от 0 до 40 С позволяет уменьшить вязкость только в 37 раз. Тем не менее, не вызывает сомнения то, что с ростом концентрации конденсата скорость снижения вязкости смеси уменьшается, а с ростом температуры смеси эффект от добавления разбавителя ( конденсата) снижается.  [13]

АССР лишь немного уступают ее запасам в девонских отложениях. Сравнительно низкая температура залежей, большая вязкость нефти, значительное содержание в составе нефти поверхностно-активных компонентов и неоднородность строения продуктивных пластов приведут к сравнительно низкой нефтеотдаче. В этих условиях исследования реологических свойств нефтей приобретают актуальное значение.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

8.1. Классификация методов изучения реологических свойств аномальных нефтей.

Существующие методы изучения реологических свойств аномальных нефтей можно разделить на следующие три группы:

1) лабораторные методы исследований на экспериментальных условиях;

2) расчетные методы, базирующиеся на эмпирических зависимостях, полученных на основе обобщения экспериментальных исследований;

3) методы, основанные на гидродинамических исследованиях скважин.

8.2. Лабораторные методы исследований.

Реологические методы и приборы, применяемые в лабораториях, можно подразделить на интегральные и дифференциальные, а также на приборы, имеющие однородное или неоднородное поле напряжений и скоростей сдвига.

Интегральные методы позволяют оценить суммарный эффект течения жидкости. К приборам, в которых используется этот метод, можно отнести капиллярные, ротационные и вискозиметры с продольным смещением рабочего органа, а также методы внедрения конуса, падения шарика, колебания рабочего органа прибора в исследуемой системе.

В ротационных вискозиметрах и приборах с продольным смещением рабочего органа (пластинки или соосно расположенные цилиндры) создается поле напряжений и скоростей сдвига, близкое к однородному. В этом случае во всем объеме дисперсной системы создается простой сдвиг. При изменении остальных методов и приборов поле напряжения и скоростей сдвига в исследуемой жидкости оказывается сложным и является функцией, по крайней мере, двух координат.

Дифференциальные методы дают возможность непосредственно наблюдать деформации во времени в каждой точке дисперсной системы при ее течении, т.е. установить поле деформации, а следовательно, поле напряжений. Эти методы позволяют исследовать сложные случаи течения дисперсных систем.

Для изучения реологических свойств нефтей чаще используются ротационные и капиллярные приборы. Отечественные приборы: ротационные вискозиметры – герметизированный вискозиметр (РВГ) В.И.Цветкова, высокотемпературный реометр конструкции Краснодарского филиала ВНИИКАнефтегаз и капиллярные вискозиметры ЛаИНЕФТЕХИМа и Краснодарского филиала ВНИИКАнефтегаз и ВНИИнефти – позволяют вести исследования свойств жидкостей под высоким давлением при различных температурах. Однако их можно использовать для изучения реологических свойств пластовых нефтей лишь при больших напряжениях сдвига, характерных для призабойной зоны скважин. Они не приспособлены для исследования пластовых нефтей при малых градиентах скоростей и напряжений сдвига, соответствующих условиям их течения вдали от скважин. Такие же недостатки имеют и зарубежные ротационные прибора «Ротовиско» и «Реотест», применяемые в лабораториях нашей страны для изучения реологических свойств дегазированных нефтей.

Экспериментальные исследования фильтрации пластовых нефтей в пористой среде обычно проводятся на установках типа УИПК. Конструктивные особенности этой установки позволяют моделировать условия фильтрации нефти в призабойной зоне скважин. В Уфимском нефтяном институте сконструирована и успешно используется установка, позволяющая вести исследования реологических и одновременно фильтрационных свойств пластовых нефтей в широком диапазоне изменения напряжений сдвига и градиентов давления, включая весьма малые их значения. На этой установке применяется капиллярный метод изучения реологических свойств нефтей, а процессы фильтрации изучаются в образцах естественных пород.

studfiles.net

Реферат: Исследование реологических свойств нефти

Методы транспортирования по трубопроводам высоковязких нефтей. Теплоносители для обеспечения путевого подогрева. Зависимость вязкости структурированной системы от напряжения сдвига. Измерение вязкости представленных для испытаний образцов нефти. Краткое сожержание материала:

Размещено на

Исследование реологических свойств нефти

Методы транспортирования по трубопроводам высоковязких нефтей

В обычных условиях нефть является коллоидным раствором в котором асфальтены служат тонкой дисперсной средой, а жидкие углеводороды и смолы дисперсионной средой алканы нефтей при обыкновенной температуре перекачки, могут находится как в газообразном так и в жидком, и твердом состоянии. Но начиная с гексадекана алканы становятся твердыми веществами которые содержатся в нефтях частично в растворенном, а частично в кристаллическом состоянии.

В настоящее время известно и в том или ином объеме применяются следующие способы перекачки:

1) Перекачка с подогревом на головной и промежуточных станциях (горячая перекачка)

2) Перекачка с путевым подогревом трубопровода

3) Перекачка в смеси с маловязкими нефтями, углеводородными растворителями или газом (газовым конденсатом) или СО2

4) Перекачка аномальных нефтей по слою воды (гидроперекачка) - движение нефти по кольцевому слою воды между нефтеным ядром и стенками трубы

5) Перекачка с предварительной термообработкой, снижающей прочность структуры нефти (перекачка после термодеструктивной обработки)

6) Перекачка с использованием депрессорных присадок

Горячая перекачка

Несмотря на то, что на сегодняшний день наиболее освоена технология "горячей перекачки", ее применение требует колоссальных затрат, процесс теплообмена между нефтью и окружающей средой приобретает первостепенное значение. В таких условиях особое внимание уделяется тепловой изоляции "горячих нефтепроводов", что приводит к значительному снижению затрат и позволяет снизить энергозатраты до допустимых значений с понижением температуры в нефти.

Гидростатическое сопротивление в трубопроводах, особенно малого диаметра, возрастает, возникает турбулентный режим, запарафинивание и в конечном счете создается аварийная ситуация, и остановка движения жидкости по трубопроводу и остановка подогрева способствуют активации обложения парафина. Существующие способы увеличения пропускной способности действующих трубопроводов предусматривают применения дорогостоящих химических реагентов или требуют повышения энергозатрат для поддержания температуры нефти в заданном пределе по всей трассе трубопровода.

Важной задачей при транспорте высоковязких и парафинистых нефтей становится определение объема парафина который может отложится в нефтепроводе, что находится в прямой зависимости от интенсивности кристаллизации.

Путевой подогрев

В настоящее время известны следующие теплоносители для обеспечения путевого подогрева:

- водяной пар

- горячая вода

- электро энергия

На сегодня установлено, что подогрев с помощью горячей воды и пара в качестве теплоносителей экономически выгоден только на трубопроводах небольшой протяженности. При значительной длине нефтепровода для поддержания теплопроводе, достаточного давления и температуры, необходимо установить специальное оборудование, в результате чего такие системы подогрева значительно удорожают.

Перспективным методом попутного подогрева магистрального нефтепровода является электрический (в том числе с использованием скин-эффекта) который осуществляется подачей электроэнергии непосредственно на тело трубопровода или оснащением трубопровода специальными электроизолированными подогревателями.

Данный способ недостаточно освоен на практике.

Перекачка в смеси

Для существенного снижения вязкости нефти требуется вовлечение в смесь большого количества разбавителя, который (как правило) является ценным углеводородным сырьем. Экспериментальные исследования показали значительную эффективность данного метода, однако его применение затруднительно из-за отсутствия в местах добычи вязких и парафинистых нефтей, разбавителя в нужном объеме.

Одним из перспективных направлений развития данного метода является использование в качестве разбавителя газового конденсата.

Для определения оптимальной технологии перекачки с разбавителем необходимо принимать во внимание реологические свойства и нефти и разбавителя, особенность эксплуатации трубопроводов и ряда других секторов.

Однако в некоторых случаях применение разбавителя приводит к интенсивному отложению парафина на стенке трубы.

С уменьшением вязкости нефти вызванной разбавителем молекулы смол и парафинов легче проходят через тонкий пристенный слой на стенку трубы, где кристаллизируются, образуя отложения и уменьшают живое сечение трубы.

Недостатками перекачки высоко парафинестых нефтей с разбавителями являются:

- необходимость в каждом конкретном случае специальных исследований для установления оптимальных температур смешения и нагрева.

- дополнительный объем транспортировки.

- ухудшение сортности нефти.

Перекачка с водным раствором ПАВ

В результате такой перекачки создается эмульсия, внешней средой которой является водный раствор ПАВ. В процессе смачивания стенок трубопровода водным раствором ПАВ образуется маловязкий пристенный градиентный слой с меньшим коэффициентом трения чем в системе нефть-поверхность трубы. Что позволяет значительно снизить потери энергии на перекачку.

Чтобы обеспечить в конечном пункте легкое и достаточно полное отделение воды от нефти эмульгатор должен придавать максимальную устойчивость эмульсии при низких температурах и минимальную при повышенных температурах.

Является одним из перспективных методов, но имеет свои недостатки:

- увеличения объема перекачки на 30 - 35%

- необходимость в деэмульгировании нефти

- необходимость в дополнительной разлагаемости ПАВ (при не выполнении этого условия, строительство специальных очистных сооружений).

- ПАВ должны способствовать образованию прямых и устойчивых в динамическом состоянии эмульсии, а также не вызывать коррозию металла.

Перекачка с предварительной термообработкой

Процесс термодиструктивной обработки нефти с целью ее транспортировки по магистральному нефтепроводу для парафинистых нефтей непригоден. Тек как при термодиструкции произойдет разрушение твердых парафиновых углеводородов и их полная потеря. Этот процесс применим только для высоковязких нефтей с ньютоновскими свойствами, тяжелых углеводородов нефтено-ароматического ряда и асфальтических веществ.

Нагрев нефти до температуры при которой полностью растворяются содержащиеся в ней твердые парафины (80 - 95О С) и охлаждение с заданным темпом обеспечивающим построение крупнокисталичной несвязанной пространственной сеткой структуры, приводит к понижению температуры застывания парафинистых нефтей и снижению их вязкости в определенном интервале температур.

Температура застывания нефти не зависит от скорости ее охлаждения. Термообработка нефтей относительно богатых смолами приводит и температуру застывания и дает возможность вести перекачку при нормальной температуре.

Недостатки:

- высокие энергетические затраты

- эффект термообработки при повторном нагреве частично или полностью исчезает

Перекачка с использованием депрессорных присадок

По механизму действия присадок понижающих вязкость и предельное напряжение сдвига нефти на сегодня не существует единого мнения

Отмечается двоякий характер их действия, во-первых частицы присадки образуют с парафином смешанные кристаллы, в результате этого предотвращается образование сплошной структуры сетки, во-вторых частицы присадки выступают центры вокруг которых в последствии кристаллизуется парафин, не связываясь между собой в структурную сетку.

Необходимо отметить, что смолисто-асфальтеновые вещества содержащиеся в нефти являются типичными природными депрессаторами.

Реология - наука, которая изучает механическое поведение твердо- и жидкообразных тел (реос - течение; логос - учение).

Представим, что к противоположным сторонам кубика приложена касательная сила F. Она создает численно равное ей напряжение сдвига t. Под действием напряжения сдвига происходит деформация кубика: смещение его верхней грани по отношению к нижней на величину g. Это смещение численно равно tg g - тангенсу угла отклонения боковой грани, т.е. относительной деформации сдвига g.

Связь между величинами напряжения сдвига t, деформации g и их изменениями во времени есть выражение механического поведения, которое составляет предмет реологии.

Существуют две распространенные модели жидкости. Первая из них предполагает, что в жидкости при движении нет касательных напряжений. Это модель идеальной жидкости. Вторая модель учитывает появляющиеся при движении касательные напряжения. Это модель вязкой жидкости.

В простейшем случае прямолинейного слоистого (ламинарного) течения связь между касательным напряжением t и производной скорости u по нормали определяется законом вязкого трения Ньютона:

t = m * du/dy, (1)

где m - динамический коэффициент вязкости.

Этот коэффициент определяется свойствами жидкости и зависит от давления и температуры.

Существует много сред, которые х...

www.tnu.in.ua

Реологическое свойство - пластовая нефть

Реологическое свойство - пластовая нефть

Cтраница 1

Реологические свойства пластовых нефтей могут быть определены либо при гидродинамических исследованиях скважин и пластов, либо при исследовании на специальных установках. При использовании гидродинамических методов реологические свойства оценивают в пластовых условиях, что определяет особую ценность получаемых данных. К сожалению, в настоящее время еще не разработаны надежные методы исследования скважин и пластов при добыче аномальных нефтей. Для изучения этих нефтей успешно используются методы их исследования на экспериментальных установках, моделирующих с той или иной степенью приближения пластовые условия. Получение достоверных результатов предполагает проведение экспериментов в условиях скоростей сдвига и фильтрации, газосодержания нефти, температуры и давления, соответствующих пластовым.  [1]

Реологические свойства пластовой нефти в значительной мере определяют показатели разработки залежи: темпы отбора нефти, устойчивость и характер движения фронта вытеснения нефти водой или газом и, как следствие, конечную нефтеотдачу. Обычно лучшие показатели разработки достигаются при небольшой вязкости нефти.  [2]

Реологические свойства пластовых нефтей необходимо изучать на специальных установках, в которых моделируются пластовые условия. Такие установки должны позволять исследовать газосодержашую нефть при таких скоростях и напряжениях сдвига, которые имеют место в пласте.  [3]

Реологические свойства пластовых нефтей необходимо изучать на специальных установках, в которых моделируются пластовые условия. Такие установки должны позволять исследовать газосодержащую нефть при таких скоростях и напряжениях сдвига, которые имеют место в пласте.  [4]

Эти обстоятельства определяют реологические свойства пластовой нефти как ньютоновской жидкости.  [5]

ПАВ и на объемные или реологические свойства пластовой нефти.  [6]

Для расчетов нефтеотдачи необходимо иметь данные о реологических свойствах пластовой нефти и оценить ее структурно-механические свойства.  [7]

При выборе ПАВ для увеличения нефтеотдачи необходимо обязательно учитывать их влияние на реологические свойства пластовой нефти и подбирать такие ПАВ, которые сильно подавляют аномалии вязкости и подвижности нефти. Следует рассматривать композиции ПАВ как эффективное средство увеличения нефтеотдачи.  [8]

Известно [ 98, 99, 100, 155, 180, 183, 203 и др. ], что одним из факторов, определяющих характер движения жидкости в пористых средах, является ее реологическое поведение, т.е. характер связи между напряжениями и деформациями среды. Реологические свойства пластовой нефти в значительной мере определяют показатели разработки залежи - устойчивость и характер движения фронта вытеснения нефти водой или газом и, как следствие, величину конечного нефтеизвлечения. Как показывает практика, лучшие показатели разработки достигаются при небольшой вязкости нефти.  [9]

Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть - газ - вода - порода. Исследования [104-108, 288, 290, 304] позволили выявить действие водных растворов ПАВ на объемные или реологические свойства пластовой нефти.  [10]

Известно использование ПАВ для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи, а также для обработки призабойной зоны пласта с целью повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть-газ-вода-порода. Наши исследования позволили выявить действие водных растворов ПАВ и на объемные или реологические свойства пластовой нефти.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Реологические исследования нефтей месторождений Западной Сибири Текст научной статьи по специальности «Химическая технология. Химическая промышленность»

ИЗВЕСТИЯ

ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА

Том 274 ' 1976

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

С. И. СМОЛЬЯНИНОВ, В. Б. ЛЕВУШКАН, Н. В. НИКОЛАЕВА

(Представлена вдучво-ме!одическим семинаром -органических - кафедр химиконтехнюлогичесиога факультета)

Добыча и перекачка парафинистых нефтей сопряжены с рядом трудностей и все еще являются нерешенной проблемой. Причина этого в недостаточной изученности реологических свойств подобных неф-тей [ 1 ].

Нами проведено исследование вязкостно-температурной зависимости нефтей и влияние на нее термообработки нефти и времени выдержки при оптимальной температуре. Исследованию подвергались нефти, фи-зико-химические свойства которых приведены в табл. 1.

В процессе работы замерялись следующие параметры исходной и термообработанной нефтей: вязкость, температура застывания и предельное напряжение сдвига. Структурно-механические свойства изучали на ротационном вискозиметре РВ-8. Результаты экспериментов, характеризующие изменение реологических свойств нефтей в зависимости от температуры термообработки, приведены в табл. 2.

Реологические параметры нефтей определяются соотношением компонентов, входящих в их состав [2]. Вязкость и температура аастыва-ния сильно зависят от содержания в нефтях парафина. Пока парафин растворен в нефти, он мало влияет на вязкость, которая определяется в это время вязкостью составляющих нефть фракций. При охлаждении нефти до некоторой температуры кристаллы парафина образуют объемную структурную решетку, в ячейках которой иммобилизуется жидкая фаза нефти [3]. Таким образом, структурообразование в высокоза-стывающих нефтях является причиной аномалии вязкости, тиксотропии и высокой температуры застывания.

Следует также отметить, что в формировании структурной решетки парафина участвуют содержащиеся в нефти асфальтено-смолистые вещества. Последние адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и препятствуют выделению твердой фазы при охлаждении парафиновых смолистых продуктов, что вызывает понижение температуры застывания и вязкости [4]. Чем меньше отношение парафина к содержанию асфальтено-смолистых веществ, тем больше эффект термообработки. Это хорошо наблюдается у южно-черемшаиской нефти, характеризующейся невысоким отношением парафина к асфальтено-смолистым веществам.

Кроме того, из данных табл. 2 видно, что предварительный подогрев парафинистых нефтей (до 30—45° С) увеличивает эффективную вязкость; последующее увеличение подогрева до 60° С и более приводи-

Таблица 1

Физико-химические свойства нефтей

Вязкость кине- Температура Содержание, % Тем- Фракционный состав

... Нефть. I Молекулярная • масса, матическая, сст застывания, ° С А и $1 О <у СС Е- смол пература

скважины Е м "О 0 533 у Я о; ¡»Им 20° С 50° С без термообработки термообработка 50° С сили-каге-левых сернокислотных парафина плавления парафина, ° С до 200° до 300°

Южно - Черемшан-- екая. - 335 0,8395 176 5,06 2,68 —26 —32 3,59 7,15 40 2,057 50,0 38,0 58,0

Крапивинская 196 0,8522 194 6,67 3,41 —27 —39 1,79 8,14 28 1,39 52,3 34,0 56,2

Стрежевая Р-14 0,8556 200 10,91 4,92 — 4 —И 1,08 10,25 20 4,37 51,5 24,5 49,2

Лугинецкая 166 0,8285 182 4,70 2,53 — 8 —41 0,05 — 12 3,70 52,5 30,5 61,0

Киевгёгянская Р-150 0,8080 165,8 2,51 1,68 —16 —41 0,24 0,24 6,1 5,27 48,5 44,0 71,0

Типовая 0,8589 205 8,66 4,35 —14 — 7 1,47 9,61 31 3,37 55,5 26,5 50,0

Зависимость реологических свойств нефтей от температуры термообработки

Таблица 2

Нефть

Температура подогрева, 0 С

-40° С

Вязкость, пз

о О О О о

о о о о

а о о О О

г-< СО СМ СО Ю

1 + + +

Темпера* Температура застывания при выдержке нефти в течение суток после термообработки Предельное напряжение сдвига, дн/см2

тура зас- тыв^С 1 2 3 4 5 6 —40° С —30° С

Лугинецкая нетер-мообр. 50 70 4,49 3,11 1,55 1,60 1,040 0,755 1,20 0,646 0,350 0,303 0,521 0,303 0,253 0,42 0,208 0,188 — 8 —41 —53 —53 —53 —51 —50 —38 —10 558 262 72,6

Типовая • иетер-мообр. 50 70 7,34 8,04 5,08 1,640 0,948 0,903 0,968 0,455 0,587 0,446 0,521 0,425 0,405 0,476 0,347 —14 — 7 —43 —43 —43 —43 —40 —34 —28 310 361 233

Южно-Черем-цщшкая нетер-мообр. 50 70 5,48 4,80 3,32 1,540 0,935 1,30 0,586 0,586 0,418 ■ 0,404 0,392 0,314 —26 —32 —57 —57 —57 — —52 —42 —23 636 559 210

Крапнвннская нетер-мообр. 50 70 10,8 3,36 2,08 2,54 1,60 0,607 1,025 0,467 0,269 0,850 _ —27 —39 —50 —50 •—50 —50 —44 —37 —27 459 230 98,5

Стрежевая нетер-мообр. 50 60 70 — 1,90 1,36 0,733 — 0,44 — 4 —11 —14 — 9 — — — — — — —

— — — — — — - 14 — 14 —14 — 4 — 4 — 4 —

Киев-аганская не тер -мообр. 50 70 — 0,565 — 0,285 — 0,219 —16 —37 —47 — — — — — — —

_ — _ — — — —47 —47 —40 —33 —25 —16 —

131

о

65,6 147 24,6

191 57,4 8,2

— 32$

ло к резкому снижению температуры застывания и вязкости. Вероятно, при термообработке происходит молекулярная перестройка, упорядочение кристаллической решетки парафина [5].

Результаты опытов показали (табл. 2), что температура термообработки в пределах 60+70° С является оптимальной. При этом эффект термообработки сохраняется в течение 2—3 суток, а затем температура застывания начинает повышаться, доходя до температуры застывания нетермообработанной нефти. Исчезновение эффекта термообработки можно объяснить перекристаллизацией парафиновых углеводородов, приводящих к изменению геометрии кристаллов, что в свою очередь влияет на Образование коагуляционной структуры этих кристаллов.

Выводы

1. Установлено значительное изменение реологических свойств большинства нефтей в результате термообработки.

2. Показано, что наличие кристаллов парафина в определенном температурном интервале не сказывается на реологических свойствах нефти.

3. Оптимальной температурой термообработки является 60—70° С; эффект термообработки сохраняется в течение 2—3 суток.

ЛИТЕРАТУРА

1. Шихлинская Д. Е., Абдурашитов С. А. Изв. вузов, «Нефть и газ», 1968, № 3, с. 61—64.

2. Уразгалиев В. Ц., Велик П. А., Кошебенер Ж. Ё. Тр. института химии нефти и природных солей. Алма-Ата, изд-во АН Каз. ССР. 1970,

с. 3—9.

3. Ребиндер П. А. Физико-химическая механика дисперсных структур. К!.,. «Наука», 1966.

4. Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающйх нефтей. Тематические научно-технические обзоры ВНИИОШГ. М., 1968.

5. Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М., Гос-топтехиздат, 1958.

6. Котен В. Г., Стояновская Л. И. Вопросы геологии и эксплуатации нефтяных Месторождений Туркмении. М., Государственное научно-техническое йзд-во нефтяной и горно-топлйвной лйтературы, вьгп. 5, 1962» е. 226—229.

cyberleninka.ru

Исследование реологических свойств нефти — курсовая работа

Исследование реологических свойств нефти

 

Методы транспортирования по трубопроводам высоковязких нефтей

 

В обычных условиях нефть является коллоидным раствором в котором асфальтены служат тонкой дисперсной средой, а жидкие углеводороды и смолы дисперсионной средой алканы нефтей при обыкновенной температуре перекачки, могут находится как в газообразном так и в жидком, и твердом состоянии. Но начиная с гексадекана алканы становятся твердыми веществами которые содержатся в нефтях частично в растворенном, а частично в кристаллическом состоянии.

В настоящее время известно и в том или ином объеме применяются следующие способы перекачки:

1) Перекачка с подогревом на головной и промежуточных станциях (горячая перекачка)

2) Перекачка с путевым подогревом трубопровода

3) Перекачка в смеси с маловязкими нефтями, углеводородными растворителями или газом (газовым конденсатом) или СО2

4) Перекачка аномальных нефтей по слою воды (гидроперекачка) - движение нефти по кольцевому слою воды между нефтеным ядром и стенками трубы

5) Перекачка с предварительной термообработкой, снижающей прочность структуры нефти (перекачка после термодеструктивной обработки)

6) Перекачка с использованием депрессорных присадок

 

Горячая перекачка

Несмотря на то, что на сегодняшний день наиболее освоена технология "горячей перекачки", ее применение требует колоссальных затрат, процесс теплообмена между нефтью и окружающей средой приобретает первостепенное значение. В таких условиях особое внимание уделяется тепловой изоляции "горячих нефтепроводов", что приводит к значительному снижению затрат и позволяет снизить энергозатраты до допустимых значений с понижением температуры в нефти.

Гидростатическое сопротивление в трубопроводах, особенно малого диаметра, возрастает, возникает турбулентный режим, запарафинивание и в конечном счете создается аварийная ситуация, и остановка движения жидкости по трубопроводу и остановка подогрева способствуют активации обложения парафина. Существующие способы увеличения пропускной способности действующих трубопроводов предусматривают применения дорогостоящих химических реагентов или требуют повышения энергозатрат для поддержания температуры нефти в заданном пределе по всей трассе трубопровода.

Важной задачей при транспорте высоковязких и парафинистых нефтей становится определение объема парафина который может отложится в нефтепроводе, что находится в прямой зависимости от интенсивности кристаллизации.

 

Путевой подогрев

В настоящее время известны следующие теплоносители для обеспечения путевого подогрева:

- водяной пар

- горячая вода

- электро энергия

На сегодня установлено, что подогрев с помощью горячей воды и пара в качестве теплоносителей экономически выгоден только на трубопроводах небольшой протяженности. При значительной длине нефтепровода для поддержания теплопроводе, достаточного давления и температуры, необходимо установить специальное оборудование, в результате чего такие системы подогрева значительно удорожают.

Перспективным методом попутного подогрева магистрального нефтепровода является электрический (в том числе с использованием скин-эффекта) который осуществляется подачей электроэнергии непосредственно на тело трубопровода или оснащением трубопровода специальными электроизолированными подогревателями.

Данный способ недостаточно освоен на практике.

 

Перекачка в смеси

Для существенного снижения вязкости нефти требуется вовлечение в смесь большого количества разбавителя, который (как правило) является ценным углеводородным сырьем. Экспериментальные исследования показали значительную эффективность данного метода, однако его применение затруднительно из-за отсутствия в местах добычи вязких и парафинистых нефтей, разбавителя в нужном объеме.

Одним из перспективных направлений развития данного метода является использование в качестве разбавителя газового конденсата.

Для определения оптимальной технологии перекачки с разбавителем необходимо принимать во внимание реологические свойства и нефти и разбавителя, особенность эксплуатации трубопроводов и ряда других секторов.

Однако в некоторых случаях применение разбавителя приводит к интенсивному отложению парафина на стенке трубы.

С уменьшением вязкости нефти вызванной разбавителем молекулы смол и парафинов легче проходят через тонкий пристенный слой на стенку трубы, где кристаллизируются, образуя отложения и уменьшают живое сечение трубы.

Недостатками перекачки высоко парафинестых нефтей с разбавителями являются:

- необходимость в каждом конкретном случае специальных исследований для установления оптимальных температур смешения и нагрева.

- дополнительный объем транспортировки.

- ухудшение сортности нефти.

 

Прекачка с водным раствором ПАВ

В результате такой перекачки создается эмульсия, внешней средой которой является водный раствор ПАВ. В процессе смачивания стенок трубопровода водным раствором ПАВ образуется маловязкий пристенный градиентный слой с меньшим коэффициентом трения чем в системе нефть-поверхность трубы. Что позволяет значительно снизить потери энергии на перекачку.

Чтобы обеспечить в конечном пункте легкое и достаточно полное отделение воды от нефти эмульгатор должен придавать максимальную устойчивость эмульсии при низких температурах и минимальную при повышенных температурах.

Является одним из перспективных методов, но имеет свои недостатки:

- увеличения объема перекачки на 30 - 35%

- необходимость в деэмульгировании нефти

- необходимость в дополнительной разлагаемости ПАВ (при не выполнении этого условия, строительство специальных очистных сооружений).

- ПАВ должны способствовать образованию прямых и устойчивых в динамическом состоянии эмульсии, а также не вызывать коррозию металла.

 

Перекачка с предварительной термообработкой

Процесс термодиструктивной обработки нефти с целью ее транспортировки по магистральному нефтепроводу для парафинистых нефтей непригоден. Тек как при термодиструкции произойдет разрушение твердых парафиновых углеводородов и их полная потеря. Этот процесс применим только для высоковязких нефтей с ньютоновскими свойствами, тяжелых углеводородов нефтено-ароматического ряда и асфальтических веществ.

Нагрев нефти до температуры при которой полностью растворяются содержащиеся в ней твердые парафины (80 - 95О С) и охлаждение с заданным темпом обеспечивающим построение крупнокисталичной несвязанной пространственной сеткой структуры, приводит к понижению температуры застывания парафинистых нефтей и снижению их вязкости в определенном интервале температур.

Температура застывания нефти не зависит от скорости ее охлаждения. Термообработка нефтей относительно богатых смолами приводит и температуру застывания и дает возможность вести перекачку при нормальной температуре.

Недостатки:

- высокие энергетические затраты

- эффект термообработки при повторном нагреве частично или полностью исчезает

 

Перекачка с использованием депрессорных присадок

По механизму действия присадок понижающих вязкость и предельное напряжение сдвига нефти на сегодня не существует единого мнения

Отмечается двоякий характер их действия, во-первых частицы присадки образуют с парафином смешанные кристаллы, в результате этого предотвращается образование сплошной структуры сетки, во-вторых частицы присадки выступают центры вокруг которых в последствии кристаллизуется парафин, не связываясь между собой в структурную сетку.

Необходимо отметить, что смолисто-асфальтеновые вещества содержащиеся в нефти являются типичными природными депрессаторами.

 

Реология – наука, которая изучает механическое поведение твердо- и жидкообразных тел (реос – течение; логос – учение).

Представим, что к противоположным сторонам кубика приложена касательная сила F. Она создает численно равное ей напряжение сдвига t. Под действием напряжения сдвига происходит деформация кубика: смещение его верхней грани по отношению к нижней на величину g. Это смещение численно равно tg g - тангенсу угла отклонения боковой грани, т.е. относительной деформации сдвига g.

Связь между величинами напряжения сдвига t, деформации g и их изменениями во времени есть выражение механического поведения, которое составляет предмет реологии.

Существуют две распространенные модели жидкости. Первая из них предполагает, что в жидкости при движении нет касательных напряжений. Это модель идеальной жидкости. Вторая модель учитывает появляющиеся при движении касательные напряжения. Это модель вязкой жидкости.

В простейшем случае прямолинейного слоистого (ламинарного) течения связь между касательным напряжением t и производной скорости u по нормали определяется законом вязкого трения Ньютона:

t = m * du/dy, (1)

где m - динамический коэффициент вязкости.

Этот коэффициент определяется свойствами жидкости и зависит от давления и температуры.

Существует много сред, которые хорошо описываются моделью (1) вязкой (ньютоновской) жидкости. В то же время имеются и другие жидкие среды, для описания которых модель вязкой жидкости не подходит. Эти жидкости называются неньютоновскими.

Если нефть не содержит сложной структурной единицы (ССЕ), то она представляет собой молекулярный раствор различных низко- и высокомолекулярных соединений и подчиняется закону вязкого трения Ньютона (1). При движении вязкой ньютоновской жидкости по круглой трубе касательное напряжение t пропорционально градиенту скорости u:

t = m * du/dr, (2)

где r – радиус;

du/dr – скорость сдвига.

Это простейшее реологическое уравнение жидкости. Оно содержит единственный реологический параметр – динамическую вязкость.

Зависимость касательного напряжения от скорости сдвига называется кривой течения или реологической кривой.

В координатах t-du/dr поведение нефти указанного выше типа будет описываться прямой 1, выходящей из начала координат (рис.1).

Рис.1. Кривые течения

1 – ньютоновская жидкость; 2 – псевдопластичная; 3 – дилатантная; 4 – вязкопластичная жидкости

Тангенс угла наклона прямой 1 к оси ординат характеризует вязкость жидкости (нефти) и при постоянной температуре есть величина постоянная:

 tg a = m = const (3)

Физико-химические и механические свойства нефтяных дисперсных системах (НДС) зависят от степени структурирования высокомолекулярных соединений (ВМС) и от соотношения дисперсной фазы и дисперсионной среды.

Если нефть представляет собой свободнодисперсную систему, то ее течение качественно совпадает с течением гомогенных жидкостей, т.е. при ламинарном режиме течения сохраняется пропорциональность между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Количественно отличие выражается в том, что вязкость системы оказывается выше вязкости чистой (гомогенной) жидкости, т.к. дисперсные частицы оказывают дополнительное сопротивление перемещению слоев жидкости.

Наличие структуры в жидкости изменяет характер кривых течения.

Широкий спектр размеров частиц в НДС и их взаимодействие между собой обусловливает большое разнообразие реологических свойств нефтей.

Нефти, представляющие собой связнодисперсную систему, уравнению Ньютона не подчиняются, т.к. при их течении утрачивается пропорциональность между приложенной нагрузкой (напряжением сдвига) и вызываемой ею деформацией (скоростью сдвига), кривая 2, рис.1. Жидкость продолжает сохранять способность к течению при сколь угодно малых напряжениях сдвига, но по мере увеличения скорости сдвига в жидкости происходит разрушение еще слабых связей между ассоциатами, упорядочение взаимного положения и ориентация частиц относительно направления потока. Все это приводит к относительному уменьшению прилагаемого к жидкости напряжения сдвига t и кривая течения 2 становится обращенной выпуклостью к оси t. Такие жидкости называются псевдопластичными.

Течение псевдопластичной жидкости подчиняется степенному закону:

t = k*(du/dr)n, (4)

где k - консистентность системы;

n – индекс течения.

Индекс течения характеризует отклонение системы от состояния ньютоновской жидкости:

n=1 – ньютоновская жидкость;

n<1 – псевдопластичная жидкость;

n>1 – дилатантная жидкость, кривая 3, рис.1.

Кривые течения степенных жидкостей проходят через начало координат.

Системы, в которых жидкая фаза пронизана сплошной структурной сеткой, приобретают способность к течению только после разрушения той сетки. Примером такой системы является нефть, содержащая сетку из кристаллов парафина или частиц асфальтенов. Идеальное вязкопластичное течение описывается прямой 4, тангенс угла наклона которой к оси скорости сдвига численно равен пластической вязкости m*. Течение таких жидкостей (нефтей, водонефтяных эмульсий) начинается только после того, как напряжение сдвига превысит некоторый предел t0. При этом структура полностью разрушается и жидкость течет затем как ньютоновская.

myunivercity.ru