Физико-химические свойства нефтяных эмульсий. Вязкость эмульсии нефти


Вязкость - нефтяная эмульсия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Вязкость - нефтяная эмульсия

Cтраница 1

Вязкость нефтяных эмульсий по сравнению с вязкостью нефти и воды при большом содержании воды громадна.  [1]

Измерение вязкости нефтяных эмульсий па промыслах существующими приборами не дает необходимой точности. В то же время величина вязкости эмульсии имеет большое значение как при проектировании новых, так и при анализе существующих систем сбора и транспортирования нефти, а также при расчетах установок по подготовке нефти к переработке.  [3]

С увеличением обводненности вязкость нефтяных эмульсий возрастает в десятки раз. Следует отметить, что при снижении температуры относительное повышение вязкости с увеличением содержания воды в эмульсии возрастает.  [5]

Таким образом, на вязкость нефтяной эмульсии наиболее сильное влияние оказывают концентрация и дисперсность воды. Причем, концентрация воды в нефти имеет доминирующее значение в увеличении вязкости и плотности нефтяной эмульсии. Отсюда при рассмотрении энергоемкости добычи обводненной нефти из малодебитных скважин основное внимание следует уделять предупреждению накопления воды в подъемной колонне.  [6]

Известно, что применение деэмульгаторов позволяет снизить вязкость нефтяных эмульсий и уменьшить гидравлические потери в трубопроводе, разрушая при этом эмульсию.  [8]

Правые восходящие ветви всех описанных кривых изображены пунктиром вследствие того, что в интервале обводненности 75 - 100 % происходит резкое снижение вязкости нефтяных эмульсий. Поэтому вид кривой в этом интервале может носить несколько иной характер.  [10]

Обезвоживание нефти играет колоссальную роль и при перекачке нефти, в связи с тем, что перекачка нефтяных эмульсий Еесьма затруднительна, так как вязкость нефтяных эмульсий в сильной степени возрастает с увеличением количества воды в ней.  [11]

Решение этой проблемы имеет особо важное значение для нефтяной промышленности, так как с наступлением периода обводнения скважин резко возрастают энергетические затраты, что обусловлено, в частности, тем, что вязкость нефтяной эмульсии в несколько раз превышает вязкость нефти. Учитывая это, авторы сочли целесообразным подробно рассмотреть физическую сущность проявления вязкостных сил в эмульсиях.  [12]

Цвет эмульсии - от желтого до темно-коричневого, консистенция - от сметано - до ма-зеподобной. Вязкость нефтяных эмульсий возрастает с увеличением содержания воды ( до 60 - 80 %), а затем падает.  [13]

Цвет эмульсии - от желтого до темно-коричневого, консистенция - от сметано - до мазеподобной. Вязкость нефтяных эмульсий возрастает с увеличением содержания воды ( до 60 - 80 %), а затем падает.  [14]

С течением времени стабильность нефтяных эмульсий и их сопротивление дегидрации увеличивается. Вязкость нефтяных эмульсий в статическом состоянии чрезвычайно велика. Механические примеси в эмульсиях удерживаются настолько прочно, что выделить их без разбивки эмульсии практически невозможно.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Физико-химические свойства нефтяных эмульсий

Поиск Лекций

 

1. Дисперсность эмульсии. Дисперсность эмульсии – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется тремя величинами: диаметром капелек d, удельной поверхностью дисперсной фазы SУД и обратной величиной диаметра капельки, называемой обычно дисперсностью D:

 

 

Все эти три величины взаимосвязаны. Дисперсность эмульсий можно определять различными методами. Наиболее простой и надёжный – седиментационный метод, основанный на зависимости скорости оседания частиц от их величины (уравнение Стокса).

Основными параметрами, определяющими степень дисперсности эмульсии или размер капелек воды в нефти, является скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз, величина и амплитуда пульсаций.

2. Вязкость эмульсий. Динамическая вязкость нефтяных эмульсий неаддитивное свойство, т.е.

 

,

 

где μН и μВ – вязкости соответственно нефти и воды.

Динамическая вязкость эмульсии зависит от следующих факторов: вязкости самой нефти, температуры образования эмульсии, содержания воды в нефти, степени дисперсности или диаметра капель воды (для эмульсий типа вода в нефти). Нефтяные эмульсии (как и некоторые парафинистые нефти) не подчиняются закону Ньютона о вязкостном трении, поэтому они называются неньютоновскими или аномальными.

Вязкость неньютоновких жидкостей зависит не только от температуры, но и от градиента скорости, от времени нахождения жидкости в покое. Поэтому вязкость μ таких жидкостей называют кажущейся (эффективной) вязкостью.

Кажущаяся вязкость нефтяных эмульсий в значительной мере зависит от содержания воды в нефти (рис. 9.5).

 

 

 

Рис. 9.5. График зависимости кажущейся вязкости нефтяной эмульсии μ

от содержания воды W и температуры смешения t

 

Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определённого предела приводит к увеличению вязкости эмульсии, и к соответствующему увеличению энергетических затрат на её перекачку.

При содержании воды в нефти более 20% вязкость эмульсии резко возрастает (см. рис. 9.5). Максимум вязкости наблюдается при критической концентрации воды WКР. При дальнейшем увеличении содержания воды вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение WКР называется точкой инверсии, в которой происходит обращение фаз, т.е. переход эмульсии типа вода в нефти в эмульсию типа нефть в воде (из обратной в прямую). Критическое значение WКР для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 50…90%, но в большинстве случаев оно равно 71%.

Для расчёта вязкости нефтяных эмульсий предложено несколько уравнений. А.Эйнштейн предложил следующую формулу:

 

,

 

где В – доля обводнённости нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии.

Но эта формула справедлива при обводнённости нефти до 15%.

Монсон получил формулу, пригодную для эмульсий с обводнённостью до 50%:

 

 

В инженерных проектных расчётах для расчёта вязкости эмульсий применяется следующая формула:

 

 

3. Плотность. Плотность нефтяных эмульсий определяют по уравнению аддитивности:

 

,

 

где ρЭ, ρН и ρВ – плотность соответственно эмульсии, нефти и пластовой воды, кг/м3.

4. Электрические свойства. Нефть и вода в чистом виде – хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется в пределах 10-15…10-10 (Ом∙см)-1, а воды 10-8…10-7 (Ом∙см)-1. Но наличие в пластовой воде растворённых солей и кислот увеличивает её электропроводимость в десятки раз. Поэтому электропроводимость нефтяных эмульсий обуславливается не только содержанием воды и её дисперсностью, но и количеством растворённых в этой воде солей и кислот.

При наложении электрического поля на нефтяную эмульсию капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводимости этих эмульсий. Это явление объясняется тем, что капельки воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти. Данное свойство эмульсий и используется для их разрушения в электрическом поле.

5. Устойчивость эмульсий и их старение. Основной показатель для нефтяных эмульсий – это их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение определённого времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

Устойчивость эмульсии определяется временем её существования и выражается формулой:

 

,

 

где τ – время существования эмульсии, с;

Н – высота столба эмульсии, см;

v – скорость расслоения эмульсии, см/с.

Мерой устойчивости эмульсии может служить также изменение её плотности в определённом слое за промежуток времени или количество выделившейся воды при отстое.

На устойчивость нефтяных эмульсий оказывают влияние следующие факторы: дисперсность, наличие природных эмульгаторов, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического слоя, температура, кислотность пластовой воды (или величина рН).

Чем выше дисперсность эмульсии, тем она устойчивее при прочих равных условиях. Природные эмульгаторы, образующие на поверхности капель дисперсной фазы адсорбционный слой, препятствуют слиянию капель и способствуют стабилизации эмульсий.

Двойной электрический слой на поверхности капель дисперсной фазы также препятствует их слиянию и повышает устойчивость эмульсий. Происхождение двойного электрического слоя можно объяснить следующим образом. Водная фаза нефтяной эмульсии – это хороший электролит, диссоциированный на положительные Н+ и отрицательные ОН¯ ионы. Природные эмульгаторы, адсорбированные на поверхности капель воды, также могут диссоциировать на анионы и катионы. Ионы воды Н+ и ОН¯ под действием сил электростатического притяжения остаются вблизи соответствующих ионов эмульгаторов, адсорбированных на поверхности капель воды. В результате образуется двойной электрический слой (см. рис. 9.6).

При повышении температуры устойчивость эмульсий снижается, так как уменьшается прочность адсорбционного слоя эмульгаторов, снижается вязкость нефти, повышается растворимость эмульгаторов в нефти. В результате капли воды быстрее сливаются и эмульсия разрушается. При понижении температуры механическая прочность адсорбционного слоя эмульгаторов увеличивается и повышается стойкость эмульсий.

 

 

Рис. 9.6. Образование двойного электрического слоя на поверхности капель воды в нефтяных эмульсиях

 

С увеличением щёлочности пластовой воды (при высоких значениях рН) снижаются реологические свойства поверхностных слоёв на границе раздела фаз, что влечёт расслоение эмульсии. Этого можно достичь введением в эмульсию щёлочи, которая снижает механическую прочность адсорбционного слоя эмульгаторов.

Старение эмульсии – это формирование во времени адсорбционного слоя эмульгаторов на поверхности капель воды, увеличение толщины и прочности этого слоя. Эмульсия становится более устойчивой. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и примерно через сутки прекращается.

 

Деэмульгаторы

 

Деэмульгаторы – это искусственно синтезированные поверхностно-активные вещества, способные разрушать нефтяные эмульсии.

Разрушение нефтяных эмульсий как первого, так и второго рода можно достичь введением с систему такого поверхностно-активного вещества, которое способно вытеснить из адсорбционного слоя природный эмульгатор и не способного стабилизировать вновь эмульсию любого типа. Для успешного разрушения стабилизированной эмульсии синтетический деэмульгатор по эффективности всегда должен быть намного выше, чем природный эмульгатор.

 

poisk-ru.ru

9.3. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий

1. Дисперсность эмульсии. Дисперсность эмульсии – это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется тремя величинами: диаметром капелек d, удельной поверхностью дисперсной фазы SУД и обратной величиной диаметра капельки, называемой обычно дисперсностью D:

Все эти три величины взаимосвязаны. Дисперсность эмульсий можно определять различными методами. Наиболее простой и надёжный – седиментационный метод, основанный на зависимости скорости оседания частиц от их величины (уравнение Стокса).

Основными параметрами, определяющими степень дисперсности эмульсии или размер капелек воды в нефти, является скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз, величина и амплитуда пульсаций.

2. Вязкость эмульсий. Динамическая вязкость нефтяных эмульсий неаддитивное свойство, т.е.

,

где μН и μВ – вязкости соответственно нефти и воды.

Динамическая вязкость эмульсии зависит от следующих факторов: вязкости самой нефти, температуры образования эмульсии, содержания воды в нефти, степени дисперсности или диаметра капель воды (для эмульсий типа вода в нефти). Нефтяные эмульсии (как и некоторые парафинистые нефти) не подчиняются закону Ньютона о вязкостном трении, поэтому они называются неньютоновскими или аномальными.

Вязкость неньютоновких жидкостей зависит не только от температуры, но и от градиента скорости, от времени нахождения жидкости в покое. Поэтому вязкость μтаких жидкостей называют кажущейся (эффективной) вязкостью.

Кажущаяся вязкость нефтяных эмульсий в значительной мере зависит от содержания воды в нефти (рис. 9.5).

Рис. 9.5. График зависимости кажущейся вязкости нефтяной эмульсии μ

от содержания воды W и температуры смешения t

Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определённого предела приводит к увеличению вязкости эмульсии, и к соответствующему увеличению энергетических затрат на её перекачку.

При содержании воды в нефти более 20% вязкость эмульсии резко возрастает (см. рис. 9.5). Максимум вязкости наблюдается при критической концентрации воды WКР. При дальнейшем увеличении содержания воды вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение WКР называется точкой инверсии, в которой происходит обращение фаз, т.е. переход эмульсии типа вода в нефти в эмульсию типа нефть в воде (из обратной в прямую). Критическое значение WКР для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 50…90%, но в большинстве случаев оно равно 71%.

Для расчёта вязкости нефтяных эмульсий предложено несколько уравнений. А.Эйнштейн предложил следующую формулу:

,

где В – доля обводнённости нефти, т.е. отношение массы воды к массе нефтяной эмульсии.

Но эта формула справедлива при обводнённости нефти до 15%.

Монсон получил формулу, пригодную для эмульсий с обводнённостью до 50%:

В инженерных проектных расчётах для расчёта вязкости эмульсий применяется следующая формула:

3. Плотность. Плотность нефтяных эмульсий определяют по уравнению аддитивности:

,

где ρЭ, ρН и ρВ – плотность соответственно эмульсии, нефти и пластовой воды, кг/м3.

4. Электрические свойства. Нефть и вода в чистом виде – хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется в пределах 10-15…10-10 (Ом∙см)-1, а воды 10-8…10-7 (Ом∙см)-1. Но наличие в пластовой воде растворённых солей и кислот увеличивает её электропроводимость в десятки раз. Поэтому электропроводимость нефтяных эмульсий обуславливается не только содержанием воды и её дисперсностью, но и количеством растворённых в этой воде солей и кислот.

При наложении электрического поля на нефтяную эмульсию капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводимости этих эмульсий. Это явление объясняется тем, что капельки воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти. Данное свойство эмульсий и используется для их разрушения в электрическом поле.

5. Устойчивость эмульсий и их старение. Основной показатель для нефтяных эмульсий – это их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение определённого времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

Устойчивость эмульсии определяется временем её существования и выражается формулой:

,

где τ – время существования эмульсии, с;

Н – высота столба эмульсии, см;

v – скорость расслоения эмульсии, см/с.

Мерой устойчивости эмульсии может служить также изменение её плотности в определённом слое за промежуток времени или количество выделившейся воды при отстое.

На устойчивость нефтяных эмульсий оказывают влияние следующие факторы: дисперсность, наличие природных эмульгаторов, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического слоя, температура, кислотность пластовой воды (или величина рН).

Чем выше дисперсность эмульсии, тем она устойчивее при прочих равных условиях. Природные эмульгаторы, образующие на поверхности капель дисперсной фазы адсорбционный слой, препятствуют слиянию капель и способствуют стабилизации эмульсий.

Двойной электрический слой на поверхности капель дисперсной фазы также препятствует их слиянию и повышает устойчивость эмульсий. Происхождение двойного электрического слоя можно объяснить следующим образом. Водная фаза нефтяной эмульсии – это хороший электролит, диссоциированный на положительные Н+ и отрицательные ОН¯ ионы. Природные эмульгаторы, адсорбированные на поверхности капель воды, также могут диссоциировать на анионы и катионы. Ионы воды Н+ и ОН¯ под действием сил электростатического притяжения остаются вблизи соответствующих ионов эмульгаторов, адсорбированных на поверхности капель воды. В результате образуется двойной электрический слой (см. рис. 9.6).

При повышении температуры устойчивость эмульсий снижается, так как уменьшается прочность адсорбционного слоя эмульгаторов, снижается вязкость нефти, повышается растворимость эмульгаторов в нефти. В результате капли воды быстрее сливаются и эмульсия разрушается. При понижении температуры механическая прочность адсорбционного слоя эмульгаторов увеличивается и повышается стойкость эмульсий.

Рис. 9.6. Образование двойного электрического слоя на поверхности капель воды в нефтяных эмульсиях

С увеличением щёлочности пластовой воды (при высоких значениях рН) снижаются реологические свойства поверхностных слоёв на границе раздела фаз, что влечёт расслоение эмульсии. Этого можно достичь введением в эмульсию щёлочи, которая снижает механическую прочность адсорбционного слоя эмульгаторов.

Старение эмульсии – это формирование во времени адсорбционного слоя эмульгаторов на поверхности капель воды, увеличение толщины и прочности этого слоя. Эмульсия становится более устойчивой. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и примерно через сутки прекращается.

studfiles.net

Вязкость - нефтяная эмульсия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Вязкость - нефтяная эмульсия

Cтраница 2

Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения количеств нефти и воды и температуры эмульсии.  [16]

В статье Боудола [ 381 приведены экспериментальные кривые зависимости вязкости стабильных эмульсий ганноверской нефти от содержания воды и температурная зависимость для 50 % - ной эмульсии. Из этих кривых видно, что для ганноверской нефти, содержание воды в которой не превышает 40 %, имеется прямолинейная зависимость между вязкостью и концентрацией воды в эмульсии. Очевидно, изменение вязкости нефтяных эмульсий в значительной степени зависит от физико-химической характеристики нефти, из которой получена эмульсия.  [17]

Видно, что в интервале обводненности от 0 50 до 0 75 наработка штанг принимает минимальные значения. В этом же интервале обводненности вязкость нефтяных эмульсий принимает максимальные значения.  [18]

На выбор методов и точность измерений объема и массы сырой нефти большое влияние оказывают ее физические свойства. Физические свойства измеряемой жидкости также меняются в широких пределах. Основным физическим свойством жидкости, оказывающим влияние на точность измерения ее количества счетчиками, является вязкость. Вязкость нефтяных эмульсий зависит от обводненности нефти и степени дисперсности эмульсии. С увеличением содержания воды эффективная вязкость эмульсии повышается и при 60 - 70 % обводненности в десятки раз превышает вязкость исходной нефти. Вязкость жидкости существенно влияет на показания большинства средств измерений, особенно турбинных счетчиков. При высоких значениях вязкости необходимо выбирать такие методы и средства измерения, которые позволяют исключить или уменьшить влияние вязкости на точность результатов измерений, например, массовые методы измерения.  [19]

Приведенные изменения кинематической вязкости нефтяной эмульсии зависят от свойств нефти, пластовой воды, степени диспергирования воды в ней и др. Поэтому подобного рода зависимостями следует располагать при гидравлических расчетах движения нефтяной эмульсии заданного нефтяного месторождения. Они необходимы для установления расчетной величины вязкости и сезонных пределов ее изменения. Изменение кинематической вязкости нефти, представленное на рис. V.7, можно выразить через отношение эффективной вязкости уэф нефтяной эмульсии к вязкости чистой нефти VH. Такое отношение позволяет установить, во сколько раз вязкость нефтяной эмульсии больше вязкости чистой ( исходной) нефти.  [21]

Однако надо помнить, что оно выведено для разбавленных суспензий. При большой концентрации начинает проявлять себя эффект взаимодействия капель воды друг с другом, эффект стесненности. Исследователи допускали, что размер капель оказывает небольшое влияние на вязкость разбавленных эмульсий, если капли неплотно упакованы. Однако исследования с более концентрированными эмульсиями типа вода в нефти показали [27], что размеры капель оказывают сильное влияние на вязкость нефтяных эмульсий. Это объясняется тем, что с уменьшением размера капель происходит увеличение межфазовой поверхности раздела фаз и при сдвиге этой эмульсии увеличивается поверхность трения между дисперсионной средой и дисперсной фазой, что и вызывает увеличение вязкости. Автором исследований данного вопроса получены следующие закономерности взаимосвязи между вязкостью с одной стороны, и с другой стороны-диаметром и концентрацией капель диспергированной воды.  [22]

На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов. Эмульгаторы - это вещества, которые способствуют образованию эмульсии. Они понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц дисперсной фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, способствуют созданию эмульсии нефть в воде. К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы. Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения нефти и воды.  [23]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Вязкость - водонефтяная эмульсия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Вязкость - водонефтяная эмульсия

Cтраница 1

Вязкость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, основными из которых являются соотношение веды и нефти, их физико-химические характеристики, дисперсность фаз, температура и др. Определенная часть перечисленных факторов изменяется по мере продвижения эмульсии к устью скважины.  [2]

Вязкость водонефтяной эмульсии изменяется в довольно широком диапазоне в зависимости от вязкостных свойств самой нефти, соотношения нефти, воды и температуры.  [3]

На вязкость водонефтяной эмульсии, так же как и на чистую нефть, существенное влияние оказывает изменение температуры. Так, например, при изменении температуры эмульсии Арланского месторождения от 0 до 50 С при содержании воды 10, 20 и 30 % вязкость уменьшается соответственно в 6, 12 и 20 раз. Кроме указанных особенностей продукции нефтяных скважин, большое значение для работы приборов и оборудования имеют форм.  [4]

На вязкость водонефтяной эмульсии, так же как и на чистую нефть, существенное влияние оказывает изменение температуры. Так, например, при изменении температуры эмульсии Арланского месторождения от 0 до 50 С при содержании воды 10, 20 и 30 % вязкость уменьшается соответственно в 6, 12 и 20 раз. Кроме указанных особенностей продукции нефтяных скважин, большое значение для работы приборов и оборудования имеют формы ( структуры) газожидкостных потоков в нефтесборных сетях.  [5]

Прогнозирование вязкости водонефтяных эмульсий представляет на сегодняшний день одну из самых сложных задач нефтепромысловой механики. Пластовая жидкость, перекачиваемая по промысловым трубопроводам, по своей структуре представляет собой многокомпонентный поток, в поперечном сечении которого в общей сложности могут присутствовать формы течения с различным содержанием каждого из фаз и типами эмульсий.  [7]

Для снижения вязкости водонефтяной эмульсии Казанского нефтяного месторождения с целью одновременного воздействия на АСПО и вязкие эмульсии проводились опыты с использованием деэмульгаторов - реапона, прогалита, дисолвана 4490, се-парола, а также растворителей - кубовых остатков производства бутанола, толуольной фракции, нефраса 150 / 330 А. При этом в качестве начального условия принято, что химреагенты вместе с продукцией скважин из пласта не поступают.  [8]

Влияние углево-дородных разбавителей на вязкость водонефтяных эмульсий Русского месторождения / / Нефтепромысловое дело.  [9]

Влияние углеводородных разбавителей на вязкость водонефтяных эмульсий Русского месторождения / / Нефтепромысловое дело.  [10]

Дальнейшее увеличение обводненности приводит к повышению вязкости водонефтяных эмульсий, что на некоторых месторождениях вызывает серьезные осложнения в системах сбора в связи с увеличением в них давлений перекачки. Этот период характеризуется также введением в эксплуатацию дополнительного оборудования для предварительного сброса воды и увеличением нагрузок на установки подготовки нефти.  [11]

Учитывая то, что снижение температуры повышает вязкость водонефтяных эмульсий, были произведены замеры вязкости эмульсий, отобранных в точках замера температуры. Профили вязкости эмульсий представлены на рис. 3.6, что касается интервала трубопровода от скв.  [13]

Известно, что применение деэмульгаторов позволяет снизить вязкость водонефтяных эмульсий и уменьшить гидравлические потери в трубопроводе, разрушая при этом эмульсию.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Снижение - вязкость - эмульсия

Снижение - вязкость - эмульсия

Cтраница 1

Снижение вязкости эмульсий осуществляется применением дозаторов гравитационного типа или периодической закачкой химических реагентов в затрубное пространство скважины.  [1]

Отмечалось снижение вязкости эмульсий, обработанных Дисолваном 4411, особенно при повышенных температурах, что обусловлено выделением воды.  [2]

Основная причина снижения вязкости эмульсий при инверсии следующая. Высокая вязкость эмульсии В / Н объясняется деформацией диспергированных частиц воды в нефти, возникающей в процессе прокачки эмульсий, а также контактом нефти со стенками труб, способствующим из-за повышенной теплопроводности понижению температуры и увеличению тем самым вязкости нефти. При инверсии эмульсии внешней фазой, соприкасающейся со стенками труб, становится вода, которая практически не изменяет своей вязкости от изменения температуры.  [4]

Основная причина снижения вязкости эмульсий при инверсии заключается в следующем. Высокая вязкость эмульсии В / Н объясняется деформацией диспергированных частиц воды в нефти, возникающей в процессе прокачки эмульсий, а также контактом нефти со стенками труб, способствующим из-за повышенной теплопроводности понижению температуры и увеличению тем самым вязкости нефти. При инверсии эмульсии внешней фазой, соприкасающейся со стенками труб, становится вода, которая практически не изменяет своей вязкости от изменения температуры.  [5]

Наряду со снижением вязкости эмульсии происходит и значительное выделение из нее свободной воды.  [7]

При этом степень снижения вязкости эмульсии обусловлена количеством скоалесцировавших капель, которое определяется активностью и дозировкой деэмульгатора. С увеличением дозировки до некоторых значений достигается определенная степень укрупнения капель эмульгированной воды, выше которой вязкость эмульсии существенно не изменяется. И дальнейшее увеличение дозировки для снижения вязкости оказывается малозначимым а, следовательно, малоэффективным.  [8]

Одним из приемлемых способов снижения вязкости эмульсий угленосных горизонтов, а значит, и гидравлических потерь при их транспорте по трубопроводам является смешение их в определенных соотношениях с маловязкими девонскими нефтями или эмульсиями. Исследование физико-химических процессов, происходящих при смешении угленосных и девонских эмульсий с полностью сформированными бронирующими оболочками, показало, что условия деэмульсации смесей по сравнению с исходными эмульсиями, хотя и изменяются [113], но эти затруднения преодолимы.  [9]

При использовании в качестве жидкости разрыва гидрофобных эмульсий снижение вязкости эмульсии, т.е. ее разрушение, осуществляется, как правило, ПАВ-деэмульгато-рами, а также за счет температурного воздействия. В случае загущения жидкости разрыва реагентами на полисахариднои и целлюлозной основе разрушение такого класса реагентов осуществляется введением специальных ферментов на бактериальной основе.  [10]

Методика выбора марки деэмульгатора и оценки его дозировки, необходимой для снижения вязкости эмульсии, транспортируемой по трубопроводам промысловой системы сбора, предусматривает проведение испытаний на вязкость при дозировании деэмульгаторов при температуре, которую имеет эмульсия в трубопроводе, и дисперсный анализ пробы под микроскопом.  [12]

Ввод деэмульгатора в эмульсию непосредственно у скважины или в скважину способствует в большей степени снижению вязкости эмульсии. Это приводит к увеличению пропускной способности самотечных участков труб нефтесборной системы, снижению напора насоса и, вследствие этого, снижению расхода электроэнергии. Промысловые наблюдения показывают, что деэмульгаторы значительно эффективней снижают вязкость эмульсий, чем это наблюдается в лабораторных условиях.  [13]

Исследования показали, что расход деэмульгатора, необходимый для эффективного сброса воды на ДНС, не будет равен расходу, необходимому для снижения вязкости эмульсии. Это связано с различным качественным состоянием эмульсии. Решение задачи в первом случае требует полного расслоения потока, тогда как эффективное снижение вязкости происходит и в результате только укрупнения эмульгированных капель без отделения воды в свободную фазу. При достижении определенного диаметра капель эмульгированной воды снижение вязкости достигает уровня, вполне удовлетворительного с этих позиций, и дальнейшее увеличение расхода деэмульгатора только для снижения вязкости оказывается нецелесообразным. Наличие горизонтального участка на кривой свидетельствует о том, что увеличение расхода деэмульгатора больше определенной величины не приводит к заметному изменению вязкости. При этом дозировка деэмульгатора, необходимая для полного отделения воды из эмульсии, может быть достигнута при дополнительном дозировании деэмульгатора на других объектах сбора продукции скважин ( ГЗУ, ДНС) по мере ее продвижения.  [14]

Следует отметить, что результаты расчета экономической эффективности несколько занижены в связи с невозможностью учета дополнительных эффектов, возникающих при использовании новой технологии: уменьшения интенсивности парафинизации промысловых трубопроводов; снижения объема ремонтных работ, связанных с депарафинизацией оборудования и сохранением заданного уровня добычи нефти; увеличения добычи нефти за счет снятия противодавления в системах сбора при снижении вязкости эмульсии в связи с ее разрушением; уменьшения расхода электроэнергии на перекачку; повышения коэффициента использования существующих товарных парков и другого промыслового оборудования, быстрого решения проблемы обезвоживания и обессоливания нефти в Татарии в заданных объемах; обеспечения прибыли в виде надбавок к цене на нефть повышенного качества.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

1.3.2. Вязкость эмульсии

Вязкость (внутреннее трение) - одно из явлений переноса, свойство текучих тел (жидкостей и газов) оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. В результате происходит рассеяние в виде тепла работы, затрачиваемой на это перемещение.

Механизм внутреннего трения в жидкостях и газах заключается в том, что хаотически движущиеся молекулы переносят импульс из одного слоя в другой, что приводит к выравниванию скоростей - это описывается введением силы трения.

Различают динамическую вязкость (единица измерения в Международной системе единиц (СИ) - Па·с, в системе СГС - Пуаз; 1 Па·с = 10 Пуаз) и кинематическую вязкость (единица измерения в СИ - м²/с, в СГС - Стокс). Кинематическая вязкость может быть получена как отношение динамической вязкости к плотности вещества и своим происхождением обязана классическим методам измерения вязкости, таким как измерение времени вытекания заданного объёма через калиброванное отверстие под действием силы тяжести.

Внутреннее трение жидкостей, как и газов, возникает при движении жидкости вследствие переноса импульса в направлении, перпендикулярном к направлению движения. Справедлив общий закон внутреннего трения - закон Ньютона:

Коэффициент вязкости η(коэффициент динамической вязкости, динамическая вязкость) может быть получен на основе соображений о движениях молекул. Очевидно, что η будет тем меньше, чем меньше время t «оседлости» молекул. 

Динамическая вязкость жидкостей уменьшается с увеличением температуры, и растёт с увеличением давления

Прибор для измерения вязкости называется вискозиметром.

Для определения реологических характеристик ЭВВ используют понятие динамической вязкости.

Вязкость характеризует трение между слоями жидкости при её течении. Если принять, что исходная эмульсия - гомогенная жидкая система, то возникающие в процессе хранения кристаллы можно рассматривать как взвесь, в которой грани кристаллов расположены хаотично по отношению направления действия силы сдвига [19].

Одним из основных эксплуатационных показателей ЭВВ, предназначенных для механизированного заряжания, является их способность к транспортированию по зарядной магистрали в скважину. Наличие в эмульсиях защитных оболочек ПАВ и нерегулярное расположение частичек внутренней фазы в полидисперсных системах приводит к сложной нелинейной зависимости между деформациями и приложенным напряжениями. Это особенно сильно проявляется в высококонцентрированных эмульсиях, которые обладают свойствами неньютоновских жидкостей. Реология данных система характеризуется показателями упругости, вязкости и пластичности [1].

Эффективность работы оборудования при производстве и патронировании ЭВВ, при заряжании шпуров и скважин, а также целостность заряда в случае нарушения оболочки, стабилизация различных добавок, вмешиваемых в готовую эмульсию, во многом определяется реологическими свойствами.

Поскольку вязкость эмульсии зависит от свойств непрерывной фазы, то выбор компонентов масляной фазы должен вестись с учётом получения требуемых реологических свойств состава. Так, например, для изготовления вязких эмульсий жидкие углеводороды полностью заменяются на твердые.

Высококонцентрированные эмульсии типа порэмита обладают вязкостью на несколько порядков выше внешней дисперсионной среды, в качестве которой в эмульсии применяется смесь минерального масла с эмульгатором. При росте массовой доли дисперсной фазы наблюдается увеличение вязкости таких эмульсий, что связано с тормозящим действием частиц дисперсной фазы (окислителя) на поток, что приводит к нарушению законов Ньютона, Эйнштейна и Пуазеля. В таких системах отсутствует пропорциональность между напряжением и сдвигом, вязкость зависит от скорости сдвига [5].

1.3.2.1. Загустители как добавки к ЭВВ

Для повышения водоустойчивости и вязкости суспензионных ВВ в их состав вводят загустители, в качестве которых преимущественно применяют набухающие в воде органические полимеры. За рубежом чаще всего используется гуаргам - полисахарид растительного происхождения. В нашей стране наибольшее распространение получили синтетические полимеры - натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ) и полиакриламид (ПАА).

КМЦ содержит от 0,5 до 1,2 карбоксиметильных групп на одно звено макромолекулы целлюлозы. Количество таких групп определяет способность солей КМЦ растворяться в растворах аммиачной селитры. Для загущения взрывных смесей применяют натриевую соль КМЦ с нейтральным водородным показателем pН раствора. Наиболее вязкие и густые растворы дают КМЦ марок 70/500 и 85/500. Густые гели КМЦ структурируют солями трехвалентных металлов, например, сульфатом хрома.

Наибольшим загущающим эффектом владеет гуаргам, который представляет собой полисахарид растительного происхождения, полученный путем размола бобов некоторых тропических сортов акации. Содержит до 80 % основного вещества, 3-5 % протеинов, нерастворимых в воде примесей не более 3 % и до 1 % золы. Хорошо растворяется даже в холодной воде (95 %), имеет нейтральный водородный показатель (рН=6,5±0,5 %), вязкость 30 Пз и эффективно структурируется бурой, окислами сурьмы и висмута. Гуаргам является наиболее широко применимым загустителем в рецептурах водногелевых ВВ.

Существуют также известные импортные загустители «Суперфлокс 100», керрогенан, нефелиновый гель, КF 800S2 и др. Они хорошо стабилизируют заряды. Наилучшие результаты получены при применении флокулянта КF 800S2, который оказался устойчив и при температурах до 140 оС.

Продлеваются поиски и других загустителей в различных источниках, посвящённых данной тематике. В результате изучения процессов полимеризации и поведения растворенного кремнезёма, переходящего в раствор при кислотной обработке жидкого стекла, предложено для загущения ВВВ использовать золь кремниевой кислоты, который при определенных условиях полимеризуется в гель с образованием прочных объемных структур за счет образования силоксановых связей Si-0-Si. Поперечные химические связи, являющиеся сшивками, придают гелю высокие структурно-механические и водозащитные свойства, возрастающие с увеличением концентрации SiО2 [24].

Несмотря на существование различных загустителей, наше внимание привлек полиакриламид, представляющий собой высоковязкий водный раствор 8-9 % концентрации, ввиду его доступности и практики применения в технологии создания ГВВ. Сухой технический полиакриламид содержит 35 % основного вещества и 60-70 % сульфата аммония. ПАА по загущающей способности значительно превосходит КМЦ, является хорошим загустителем для получения гелеобразных высоководоустойчивых ВВ.

Процесс загущения достаточно длительный и начинается с образования суспензии загустителя, которая постепенно набухает в связи с проникновением молекул воды в полимер. Они расширяют промежутки между цепями макромолекул, что приводит к набуханию загущенной смеси. Для образования прочных ее структур вводят сшивающие агенты, которые образуют поперечные связи.

При изучении структуры растворов загустителя, было установлено, что полиакриламид образует в водных растворах пространственную сетку, состоящую из центров стяжений и нитеобразных связей между ними. Первые представляют собой концентрированные ассоциаты макромолекул различных переходных форм, вторые - нитеобразноориентированные пачки макромолекул. Под воздействием структурирующих агентов нитеобразные связи «сшивают», причём при добавлении солей хрома и марганца образуется достаточно плотная упорядоченная структура.

Выявили, что наиболее сильно увеличивают прочность структуры растворов ПАА соли хрома K2Cr2O7 и Cr2(SO4)3 .Общий недостаток всех органических загустителей - необходимость применения их в комбинации со структурирующей добавкой (сшивкой), которая скрепляет линейные углеводородные цепи между собой с образованием пространственной структуры.

Процесс сшивания протекает очень быстро, поэтому структурирующий агент следует равномерно вводить в объем взрывчатой смеси не ранее, чем его начнут подавать в скважину. Без соответствующей зарядной техники этот прием технически трудоемок, но осуществим, поэтому в отечественной практике сшивка почти не применяется.

Несмотря на быстрое загущение ВВ ПАА обладает рядом существенных недостатков. ПАА устойчиво ведет себя при температурах до 100 °С. При изготовлении пересыщенных растворов температуру поднимают до 115-125 °С, а также в зимнее время. При таких температурах увеличивается подвижность атомов водорода и происходит полимеризация (сшивание) ПАА. При этом он теряет способность растворяться в окислителе, а после введения «сшивок» структурируется в виде отдельных коллоидных масс, часть которых налипает на детали аппаратов, а остальная масса всплывает и накапливается на поверхности горячего раствора окислителя плотным нерастворимым слоем. Вязкость окислителя теряется безвозвратно, и он остается практически незагущенным, а значит и неводоустойчивым.

В ходе изучения источников литературы, был переведён патент [25], в котором говорится, что система загустителя может состоять из карбоксильного полимера и активатора, такого как тиомочевина или тиоционат натрия. У карбоксильного полимера есть основа полимера и дополнительные карбоксильные группы. Важная особенность полимера - то, что он имеет, карбоксильные группы, независимые от цепи полимера и что эти карбоксильные (карбоксилирующие) группы являются свободными для реагирования.

В соответствии с [25], предложена идея эмульсии обычным способом впоследствии в уже готовую эмульсию добавляется и размешивается полимер. Альтернативно, полимер может быть растворен в масле до формирования эмульсии.

Как только полимер внедрен в эмульсию, в качестве активатора могут быть добавлены тиомочевина или тиоционат натрия. В результате экспериментов Д.Марлоу [25] было замечено, что тиомочевина или тиоцианат натрия действуют как активаторы и способствует быстрому загущению эмульсии с формированием резиноподобной массы, которая больше не обладает текучестью. Несмотря на то, что полимер содержится в масляной фазе, а тиомочевина и тиоцианат натрия находятся в дисперсной фазе эмульсии, взаимодействие между ними, хоть это и незакономерно, существует и приводит к быстрому загущению эмульсии. Природа этого взаимодействия не ясна, результат воспроизводим, и происходящее загущение очень полезно.

Энергонасыщенные эмульсии, рассмотренные в патенте Д.Марлоу [25], подходят для ситуаций, в которых желательно предварительно упаковать взрывчатое вещество эмульсии. Форма сборки может быть различных видов или целей. Однако, обычно упакованные взрывчатые вещества эмульсии - пакеты в цилиндрических трубах. Например, размер упаковки может изменяться от 25 мм до 150 мм в диаметре. Они могут использоваться для открытых работ, например, измельчения породы для ее экскавации, прокладки тоннелей и в дорожном строительстве. Такие ПВВ могут также использоваться в медной, железной, угольной добывающих промышленностях.

Анализ патента [25] показал огромное значение применения быстрого загущение эмульсии в заряжании, которое называют «upholes in rock face». «Upholes» восходящая скважина - отверстие, которое бурят вертикально, и поэтому необходимо иметь взрывчатый состав, который закачивается в отверстие и быстро загущается так, что он перестает течь.

studfiles.net