Контроль свойств водонефтяных эмульсий в динамическом режиме

Эмульсии представляют собой дисперсные системы, в которых дисперсная фаза и дисперсионная среда взаимодействуют друг с другом.

Водонефтяные эмульсии образуются трёх типов.

Первый тип эмульсий, называемый "нефть в воде", представляет собой смесь нефти и воды, где капли нефти распределены в воде.

Второй тип, называемый "вода в нефти", это обратная эмульсия, где капли воды находятся в нефти.

Третий тип - множественная эмульсия, где крупные капли воды содержат мелкие капли нефти или наоборот [1, с. 153].

Стабильность эмульсий зависит от способа добычи нефти [2, с. 98]. Наиболее устойчивые эмульсии образуются при использовании электроцентробежных насо- сов, а меньше устойчивых – при использовании штанговых и винтовых насосов. Компрессорный способ добычи также может приводить к высокой устойчивости эмульсий благодаря турбулентному потоку и особенностям диспергирования воды в нефти.

Химическая деэмульгация поверхностно-активными веществами является распространенным методом разрушения эмульсий, но высокие концентрации деэмульгатора могут повысить стабильность эмульсий [3, с. 352].

В нефтяной промышленности высоковязкие нефтяные эмульсии становятся источником значительных затрат из-за необходимости использования дорогостоящих химикатов и насосного оборудования, оплаты электроэнергии. Основная проблема заключается в непрерывном образова- нии в скважине и трубопроводе устойчивых обратных водонефтяных эмульсий, способных сопротивляться разрушению за счет высокой вязкости.

Первоначальная закачка нефтяной эмульсии в трубопровод приводит к переформированию ее компонентов. В центре формируется турбулентное ядро, состоящее в основном из углеводородов, с небольшими примесями мелкодисперсных водяных шариков (не более 1-3%). Под высоким давлением внутри турбулентного ядра формируются и уплотняются «твердые» конгломераты мелких водяных шариков, образуя псевдоструктурированную гелеобразную эмульсию. Таким образом, нефтяное ядро постепенно заменяется «твердой», высоковязкой эмульсией, окруженной «жидкими» эмульсиями, устойчивость которых снижается по мере удаления от ядра в результате нефтенасы-щения и уменьшения содержания ПАВ.

Однако обработка нефтяных эмульсий имеет огромное практическое значение. Эмульсия типа Н/В, где вода является внешней фазой, может быть транспортирована с меньшими энергетическими затратами по сравнению с эмульсией типа В/Н, где нефть выступает как внешняя фаза. Поэтому при перекачке эмульсий необходимо, чтобы наружной фазой была вода.

Определение точки инверсии важно для прогнозирования процессов перекачки эмульсии. Точка обращения фаз находится в моменте, когда вязкость достигает максимума и начинает постепенно снижаться [4, с. 69] (рис. 1).

Объемная доля воды в эмульсии <р

Рис. 1. Экспериментальная зависимость вязкости водонефтяных эмульсий, «подтверждающая» наличие точки инверсии [6]

Авторы учебников и учебных пособий по сбору и подготовке скважинной продукции нефтяных месторождений [5, 6] приводят некоторую зависимость вязкости эмульсии от содержания воды, с достаточно широким максимумом в «точке инвер- сии» (кривая 1 на рисунке 2). Предполагается, что при низких и средних концентрациях воды эмульсия имеет тип В/Н, с ростом концентрации воды до 50..60% система достигает «точки инверсии» и превращается в прямую эмульсию типа Н/В.

Объемная доля воды в эмульсии <р

Рис. 2. Изменение вязкости водонефтяных эмульсий вблизи «точки инверсии», в модели Муни [7, с. 221] и в модели Эйнштейна [8, с. 67]

В случае осуществления инверсии, любая из этих моделей предсказывает появление резкого «срыва» вязкости в узком интервале водосодержания. В качестве иллюстрации, на рисунке 2 кривыми 2 и 3 показаны результаты расчета по модели Муни (с учетом флоккуляции глобул дисперсной фазы) и по простейшей модели Эйнштейна (для монодисперсных невзаимодействующих сферических частиц) [8].

Возможные изменения гидродинамики в процессе перекачки различных типов промысловых нефтяных эмульсий были проанализированы на установке определения эффекта Томса [9, с. 144].

Графический анализ (рис. 3) показал изменение гидродинамики при перекачке нефтяной эмульсии. Как видно из рисунка 3 пиковые значения гидравлического сопротивления приходятся на содержание воды от 50% до 80 % масс. Данный диапазон содержания воды относится к предполагаемому диапазону инверсии фаз, означает, что пиковые изменения гидравлического сопротивления связаны с изменением вязкости нефтяной эмульсии.

Рис. 3. Изменение гидравлического сопротивления в зависимости от содержания воды в эмульсии

Рассчитывают коэффициент гидравлического сопротивления:

_       0,3164

э (1+1,125^уйеэ°,25

где Reэ – критерий Рейнольдса эмульсии;

β – объёмная доля дисперсной фазы.

Нефтяные эмульсии с содержанием воды до ~30-40% и ~80-90% движутся по трубопроводу так же, как обычные углеводородные жидкости, без образования

«твердой» эмульсии. Однако, чтобы решить проблемы, связанные с формированием высоковязких водонефтяных эмульсий в процессах нефтегазодобычи, нужно разрабатывать новые аналитические комплексы. Важно регистрировать данные о свойствах водонефтяной эмульсии и предсказывать изменения ее характеристик, которые влияют на гидродинамический режим течения жидкости - такие как вязкость эмульсии, коэффициент гидродинамического сопротивления и переход фаз в результате инверсии.