Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

Для пересчета плотности или удельного веса нефтяного газа

от одной температуры к другой пользуются известным уравне

нием Клайперона:

P V _ P0V0

T T0

откуда

(21)

T0 P

d (t, P) ~ dW; 760) —f 0 ( 2 2 >

где p — давление газа, занимающего объем V при температуре

T; ро — нормальное давление; T0 — абсолютная температура

(273 °С) и V0 — объем, занимаемый газом при этих условиях.

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ И СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ

СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

В отличие от индивидуальных жидкостей вязкостные (точ

нее, реологические) свойства нефтей следует рассматривать как

свойства коллоидно-дисперсных систем, склонных при опреде

ленных условиях к образованию объемных структур с четко

выраженной тиксотропией. Вязкостные характеристики нефтей

зависят от некоторых факторов: количественного содержания

высокоплавких парафиновых и асфальто-смолистых веществ и

их состояния в нефти, наличия растворенного газа и полярных

поверхностно-активных компонентов и т. д. Основные факторы,

приводящие к резкому изменению реологических свойств неф

тей, что температура и давление (для газированных нефтей),

содержание, дисперсный состав и агрегативная устойчивость

глобул воды для обводненных эмульсионных нефтей. В 1842 г.

Пуазейлем предложены метод и формула определения абсо

лютной вязкости жидких и газообразных сред:

Tj = npr4t/8VL, (23)

где г) — коэффициент внутреннего трения (динамическая вяз

кость), Па-с; р — давление, при котором происходило истече

ние жидкости, Па или Н/м2; т —время истечения жидкости

в объеме V, с; L — длина капилляра, м; г — радиус капил

ляра, м.

Величина l/rj называется текучестью жидкости.

На практике для характеристики вязкостных свойств нефтей

обычно пользуются понятием кинематической вязкости:

(24)

где р — плотность нефти.

Вязкость товарных нефтей определяется их химическим со

ставом и при нормальных условиях (р=1,033*105 Н/м2 и тем

пературе /=0 °С) может колебаться от единиц до тысяч

10* IO-3 Па-с.

Большое влияние на вязкость

нефтей оказывают содержание ас

фальто-смолистых веществ и пара

фина, структурно-групповой состав и

молекулярная масса углеводородов.

По характеру кривых v-r-t (рис.

I) можно косвенно судить о составе

нефти. Крутую вязкостно-темпера

турную зависимость малопарафини-

стым нефтям придают асфальто

смолистые вещества и полицикличе-

ские углеводороды, особенно с ко

роткими боковыми цепями. Пологой

вязкостно-температурной зависимо

стью обладают углеводороды, имею

щие длинную алифатическую цепь,

в частности, алкилароматические и

алкилнафтеновые углеводороды. От:

носительно меньшей вязкостью об

ладают нефти, содержащие больше

легких фракций.

Общий закон вязкого течения

Ньютона

г = т] (dv/dz), (25)

60 A 0C

Рис. I.

Температурные кривые вязко

сти нефтей:

самотлорской; 2 — осинской;

арланской; 4 — ножовской; 5 —

узеньской

где т — касательное напряжение

сдвига; dv/dx — поперечный гради

ент скорости, хотя и имеет большую

область применения, все же является частным случаем законов

течение дисперсных систем, к которым относятся газированные

нефти и водонефтяные эмульсии.

Нефти с небольшим содержанием высокоплавких парафи

нов в широком диапазоне изменения содержания асфальто-смо

листых веществ, как правило, не образуют структуры й отно

сятся к ньютоновским жидкостям, т. е. не проявляют аномалии

вязкости. Нефти с малым содержанием асфальто-смолистых

веществ в зависимости от содержания парафина могут образо

вать структуру в статическом состоянии и проявлять аномалию

вязкости. Некоторые из таких нефтей с высоким содержанием

парафина (как, например, нефти месторождений Узень и Же-

тыбай) имеют температуру застывания в пределах 20—26 0C

и, начиная с температуры 30 °С, проявляют аномальные вязко

стные свойства.

Подобные нефти не могут быть отнесены к ньютоновским

жидкостям, поведение которых описывается формулой (25).

Аналогичные явления могут наблюдаться и при повышении

обводненности нефти. Для определения принадлежности нефтей

или эмульсий к тем или иным жидкостям и измерения их рео

логических параметров экспериментально оценивается характер

r, iO~rw/v? зависимости касательных на

пряжений сдвига (т) от гра

диента скорости (du/dx). Для

этого обычно используют рота

ционные вискозиметры.

Типичные кривые, получае

мые в подобных эксперимен

тах, приведены на рис. 2, где

линия I соответствует ньюто

новской жидкости, вязкость ко

торой не зависит от скорости

сдвига и определяется углом

наклона прямой; кривая 2 от

носится к псевдопластичным

жидкостям, которые текут, как

только приложено усилие. Кри

вые такого типа весьма харак

терны для нефтей и водонеф

тяных эмульсий, особенно при

пониженных температурах.

Криволинейный участок

кривой 2 характеризует про

цесс разрушения структуры

под действием приложенной

нагрузки. Каждая точка рео

логической кривой в этой об

ласти определена угловым ко

эффициентом касательной, про

веденной через эту точку (ко

эффициент кажущейся или эффективной вязкости), и отрезком,

отсекаемым от оси ординат продолжением данной касательной

(динамическое напряжение сдвига). Оба реологических пара

метра в этой зоне являются переменными, зависящими

от градиента скорости. С увеличением градиента скорости

вязкость снижается, приближаясь к своему предельному зна

чению t]6 (бингамовская вязкость). Динамическое напряжение

сдвига возрастает с увеличением градиента скорости, также

приближаясь к своему предельному значению Tt7tf-

Предельные значения параметров т]б и %дя характеризуют

прямолинейный участок кривой 2, относящийся к большим ско

ростям сдвига. Кривая 3 соответствует дилатантной жидкости,

предел текучести которой равен нулю, а вязкость с возраста

нием скорости сдвига повышается. Подобное реологическое по

ведение отмечено для некоторых нефтей и эмульсий. Псевдопла-

стичную и дилатантную жидкости относят к структурированным

жидкостям. Кривая 4 относится к псевдопластичным телам,

имеющим предельное напряжение сдвига то, ниже которого те

чение не происходит. Поэтому такие системы относят к твердо

Рис. 2.

Реологические кривые нефтей и неф

тяных эмульсий, соответствующие

жидкостям:

J — ньютоновским, 2 — псевдопластичным,

3 — дилатантным; 4 — псевдопластичным

телам

образным структурам. Пластические свойства нефтей обуслов

лены образованием в их объеме структурной решетки из крис

таллов парафина, для разрушения которой необходимо прило

жить дополнительное усилие. Для расчетов течения псевдопла-

стичных тел применяют уравнение Шведова—Бингама

t - 'о + Ч*- I l . (26)

где то— минимальное касательное напряжение, превышение ко

торого вызывает течение системы; т]* — кажущаяся вязкость си*

стемы, зависящая от градиента скорости dv/dx.

Для кривой 4 на рис. 2 можно выделить два предельных

значения напряжения сдвига: то — минимальный предел текуче-

сти, соответствующий началу течения (началу разрушения

структуры), и Tmax — максимальный предел текучести, при ко

тором кривая переходит в прямую линию, что соответствует

полному разрушению структуры.

Следует отметить, что парафинистые нефти и агрегативно-

устойчивые концентрированные эмульсии обладают свойством

самопроизвольного увеличения прочности структуры то во вре

мени и восстановления структуры после ее разрушения. Это

свойство носит название тиксотропии. Время тиксотропного

восстановления структуры после ее механического разрушения

для различных нефтей и эмульсий различно и колеблется

в широких пределах — от нескольких минут до десятков часов.

Тиксотропные свойства нефтей зависят от содержания, химиче

ского состава, коллоидно-дисперсного состояния высокоплавких

парафиновых компонентов нефти, содержания и адсорбционного

действия на процессы кристаллизации парафина, асфальто-смо

листых веществ, остаточного количества реагента-деэмульга

тора, температурного воздействия на нефть и т. д.

Исследованиям влияния температуры (термообработка) и

добавок специальных депрессорных присадок на снижение

структурно-механических и тиксотропных свойств нефтей по

священо большое число работ. Однако многие физические и

физико-химические процессы, происходящие с высокоплавкими

парафиновыми углеводородами нефти при их термообработке

или введении присадок различного химического состава,

остаются невыясненными.

Некоторые депрессорные присадки, эффективно снижающие

вязкость масел и нефтей с небольшим содержанием асфальте

нов и смол, практически не оказывают влияния на вязкостные

характеристики нефтей с повышенным содержанием смол и

асфальтенов.

ВЯЗКОСТЬ МИНЕРАЛИЗОВАННЫХ ВОД

Вязкость пластовых и нефтепромысловых сточных вод зави

сит от минерализации и температуры (рис. 3). В качестве

модели пластовой воды применяли водные растворы смесей

3 Заказ № 144

солей: KCl; NaCl; MgCl2;

CaCl2; Na2S0 4 и т. д. В первом

приближении эти данные мо

гут быть использованы для

оценки вязкостных характери

стик пластовых и нефтепро

мысловых сточных вод извест

ной плотности при различных

температурах.

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА

В технологических процес

сах сбора и подготовки про

дукции скважин материальные

потоки часто нагреваются и

охлаждаются. Для введения

этих процессов, расчетов и

проектирования аппаратуры

необходимо знать тепловые

свойства нефтей, газа и воды,

к которым относятся: удельная

теплоемкость, теплопроводность, теплота сгорания и др. Экспе

риментальное определение тепловых свойств веществ является

довольно трудоемким процессом, поэтому в технических расче

тах обычно используют эмпирические формулы, графики, номо

граммы или таблицы.

Теплоемкость — это отношение количества теплоты, со

общаемое системе в каком-либо процессе, к соответствующему

изменению температуры. Различают теплоемкость атомную

(отнесенную к I г-атому вещества), молекулярную (отне

сенную к I молю вещества) и удельную (отнесенную к еди

нице массы).

На практике обычно используют понятие удельной тепло

емкости, подразумевая под этим то количество теплоты (кДж),

которое необходимо для нагрева I кг вещества на I °С.

Удельные теплоемкости различных нефтей довольно близки

и колеблются в пределах 1,7—2,1 кДж/(кг-К). С повышением

плотности нефтей их теплоемкость несколько снижается. Для

всех нефтепродуктов и нефтей повышение температуры приво

дит к увеличению теплоемкости. Для нефтяных газов удельная

теплоемкость колеблется в тех же пределах, что и для нефти.

Максимальная удельная теплоемкость [2,48кДж/(кг-К)] харак

терна для метанового газа. Повышенное содержание этана,

пропана и бутана снижает теплоемкость газа [до 1,6—

1,7 кДж/(кг-К)]. Неуглеводородные газы N2, H2, H2S, CO2 и др.

имеют удельную теплоемкость в пределах 1,0, что также сказы

вается на общем снижении теплоемкости нефтяного газа.

Рис. 3.

Кривые вязкости моделей пластовых

вод в зависимости от их общей мине

рализации при различных температу

рах, °С:

7 — 0; 2 — 10; 3 — 20; 4 — 40; 5 — 60

Теплоемкость пресной воды — 4,19 кДж/(кг-К), кристалличе

ского NaCl — 0,88 кДж/(кг-К), поэтому при увеличении минера

лизации воды ее теплоемкость снижается. Общая теплоемкость

продукции скважин может быть определена по правилу адди

тивности:

с0б = + свта + сгтг, (27)

где Cu] съ; Cv— массовые теплоемкости нефти, воды и газа;

т н; т в; тТ — массовые концентрации нефти, воды и газа.

Теплопроводность — процесс передачи теплоты посред

ством теплового движения молекул или атомов. Количество

теплоты, переданное слоем вещества толщиной Al и площадью

5 при поддержании на его поверхностях разности температур

ДT за время /, равно

A T

Q «Я--=д~ S t9 (28)

где Я — коэффициент теплопроводности, численно равный коли

честву теплоты, переданному за I с через слой толщиной I м

и площадью поверхностей I м2 при разности температур по

верхностей I К.

Коэффициенты теплопроводности имеют размерности в еди

ницах СИ Вт/(м*К). В практике применяют I ккал/(м-ч*К)

(I ккал/(м-Ч’К) = 1,163 Вт/(м-К)). При нормальных условиях

(р = 1,033-IO5 Hm2 и /=0°С) коэффициенты теплопровод

ности отдельных компонентов продукции нефтяных скважин

составляют (Вт/м-К):

Для нефтяного г а з а ..............................................................0,01—0,03

Для товарной неф ти..............................................................0,14—ОД6

Для пластовых в о д

.......................................

......................

0,54—0,65,

что в сравении с теплопроводностью металла (например, же

леза: А,=50—60 Вт/м-К) представляет незначительные .вели

чины. Поэтому для того, чтобы обеспечить хорошее нагревание

продукции нефтяных скважин, необходимо уменьшить толщину

нагреваемого слоя при одновременном увеличении площади на

грева и времени нагревания системы. Турбулизация потока при

нагревании также будет способствовать улучшению процесса

нагрева.

Теплотой сгорания (или теплотворной способностью

горючих веществ) называется количество теплоты (кДж), ко-

торое выделяется при полном сгорании I м3 газа или I кг жид

кого или твердого топлива. Различают высшую Qb и низшую

Qh теплоту сгорания. Qb отличается от Qh на количество теп

лоты, которое выделяется при конденсации водяных паров, об

разовавшихся в процессе сгорания топлива. Обычно в расчетах

используется Qh, так как при сжигании топлива образовавшиеся

водяные пары уносятся вместе с дымовыми газами.

Теплоту сгорания жидких углеводородов и лефти отпреде-

ляют экспериментально (сжигая определенную навеску в спе

циальных приборах — калориметрах) и рассчитывают по фор

мулам Д. И. Менделеева, если известен элементарный состав

топлива:

Qb = s (С + 300Н) +26(S - О), (29)

Qh = 81С + ЗОЭН + 26 (S — О) — 6 (9Н — Wr) , (30)

где С; Н; О; S и W — процентное содержание углерода, водо

рода, кислорода, серы и влаги в топливе.

На практике чаще всего теплоту сгорания жидких нефтяных

топлив рассчитывают приближенно по эмпирическим формулам

Qb = 12 4 0 0 - 2100(р}|)2, (31)

Qh = 10 090 + 755Р} |— 2100pj5, (32)

где рIs и р?5 — относительная плотность топлива, измеренная

при 15 и 2 0C.

Теплоту сгорания нефтяных газов подсчитывают исходя из

относительного содержания и теплоты сгорания отдельных ком

понентов, входящих в его состав (табл. 13).

Таблица 13

Теплота сгорания различных компонентов нефти и нефтяного газа

Топливо, вещества

*в-

IO3.ккал/кг

IO3 «ккал/кг

«в-

IO3 'к дж /кг

<*Н’

IOs • кДж/кг

Нефть

9,5 8,5 40 35

Мазут

13,0

9,5

H2S

6,2 4,9

124,0

11,8

CO2 I

N2 )

Негорючие компоненты (балласт)

GH4

9,0 8,1 37,6

33,9

C2He

15,8

14,4 66,1 60,4

C3H8

22,4

20,6

93,0

86,1

п — C4Hi0

29,0 26,8

122,0 112,0

i = C4Hjy

29,9

29,0

125,0

122,0

п С5Н12

35,7 33,0

150,0 137,0

I = CsHi2 35,6

32,9

149,0 138,0

C6H14 -р высшие

42,4

39,3

178,0 165,0

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Электрические свойства продукции нефтяных скважин яв

ляются характеристиками, которые необходимо учитывать для

оценки возможности накопления зарядов статического электри

чества, определения параметров электрообезвоживания и обес

соливания нефтей, создания приборов и средств контроля

и управления технологическими процессами добычи, сбора и

подготовки нефти, газа и воды и т. п.

Удельная электропроводность (у, Ом-м-1) — это

электропроводность вещества, измеренная между плоскими элек

тродами одинаковой площади, расположенными на расстоянии

I м, и деленная на площадь электрода.

Рассматривая электропроводность нефти и нефтяных эмуль

сий, авторы работ [76, 86] отмечают, что она имеет ионную

природу. Подробно теория ионной проводимости жидких ди

электриков рассмотрена в монографии

[I]. В литературе име

ются указания о том, что электропроводность нефти и нефте

продуктов в значительной степени определяется содержанием

в них полярных поверхностно-активных веществ. Несмотря на

малую диэлектрическую проницаемость полярные компоненты

нефтей (нефтепродуктов) диссоциируют на ионы и создают

вполне ощутимую величину электропроводности. Главная роль

при этом, видимо, принадлежит асфальто-смолистым веществам.

Поскольку их содержание в продукции скважин заметно колеб

лется даже в пределах одной

нефтяной площади, целесооб

разно измерять электропровод

ность каждой конкретной си

стемы. Измерения удельной

электропроводности для неко

торых разгазированных неф

тей в зависимости от темпера

туры проводили в термостати-

руемой ячейке по ГОСТ 6581 —

75 (рис. 4).

Из приведенных данных

следует, что для различных

нефтей удельная электропро

водность (у) колеблется в до

вольно широких пределах: от

0,5-IO-7 до 0,5-IO-6 Ом-м-1,

повышаясь с ростом темпера

туры, Для сравнения укажем,

что удельная электропровод

ность светлых нефтепродуктов

лежит в пределах I О-'10—IO-16

Ом • м-1 Электропроводность

//0М'Г1

Рис. 4.

Зависимость электропроводности от

температуры для нефтей:

T — осинской; 2 — гожанской; 3 — щугуров-

ской; 4 — самотлорской

дистиллированной воды равна IO-3—10~4 Ом*м-1, речной

IO-1—IO-2, морской — 3,3; 5 %-ного водного раствора NaCl ~ 6 ,6;

20 %-ного ~ 20,0 Ом♦м-1.

Электропроводность нефтяных эмульсий обусловлена, по

мимо ионной проводимости нефти, проводимостью диспергиро

ванных капель воды в нефти. В определенных условиях ка

пельки эмульгированной воды в нефти образуют проводящие

структуры в виде «цепочек», располагающихся вдоль силовых

линий поля. Электропроводность системы в таких случаях резко

(в сотни и тысячи раз) возрастает по сравнению с электропро

водностью безводной нефти.

Диэлектрическая проницаемость (е) вещества —

это величина, показывающая, во сколько раз сила взаимодей

ствия между электрическими зарядами в данном веществе

меньше, чем в вакууме при прочих равных условиях.

Диэлектрическая проницаемость нефтяных газов (газообраз

ных диэлектриков) колеблется в пределах 1,001—1,015, жидких

диэлектриков — нефтей обычно около 2—2,5. Для некоторых

тяжелых (df—0,90 — 0,98) асфальтово-смолистых нефтей ве

личина е достигает значений 2,7—2,8. Наибольшим е обладают

ароматические углеводороды, наименьшим — парафиновые. Наф

теновые углеводороды занимают промежуточное положение.

Так, е бензола при £ = 20°С равна 2,28, гексана— 1,90, цикло-

гексана — 2,20. Из нефтяных компонентов наибольшую диэлек

трическую проницаемость имеют асфальтены — до 3,5—4. Для

чистой воды е= 80,1. Растворение в ней солей вызывает сниже

ние диэлектрической проницаемости. Так, для 5,6-; 10,7- и

25,3 %-ных водных растворов NaCl диэлектрическая проницае

мость составляет соответственно: 69,1; 59,0 и 48,4.

Диэлектрическая проницаемость диэлектриков и электроли

тов зависит от частоты приложенного электромагнитного поля

и от температуры. С увеличением температуры диэлектрическая

проницаемость веществ уменьшается, что объясняется дезори

ентирующим действием теплового движения на элементарные

диполи. Тангенс угла диэлектрических потерь (tg6) характери

зует диэлектрические потери, возникающие вследствие поляри

зации молекул.

Величина tg6 также зависит от частоты и температуры.

Измерение этих зависимостей дает информацию о строении и

структуре веществ для использования в аналитических целях

или для создания средств контроля и управления процессами.

Тангенс диэлектрических потерь для чистых нефтепродуктов

имеет порядок тысячных долей единиц, для тяжелых нефтей

его значение достигает до 0,015 (при частоте 1000 Гц).

Глава III

Нефтяные эмульсии. Классификация, устойчивость,

свойства и методы разрушения

Причины образования эмульсии. Большинство исследоватег

лей считает, что в пластовых условиях диспергирование газо-

нефтеводяных систем практически исключается, а начало про

цесса их диспергирования наступает в стволе скважин. Глубин

ные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как

правило, состоят из безводной нефти и воды, в то время как на

поверхности отбирают высокодисперсную эмульсию. На глу

бине 2000 м и при давлении 20 МПа одна объемная часть нефти

в состоянии растворить до 1000 объемных частей газа. При

подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой

энергией, что ее вполне достаточно для диспергирования капель

пластовой воды. Этот процесс особенно интенсивно протекает

при штудировании обводненной нефти.

При механизированных способах извлечения продукции из

скважин замечено, что наиболее устойчивые водонефтяные

эмульсии образуются при использовании установок электроцент-

робежных насосов, при штанговых и винтовых насосах обра

зуются менее стойкие эмульсии. В этой связи была отмечена

перспективность и необходимость использования высокопроиз

водительных винтовых насосов, особенно для добычи тяжелых

высоковязких асфальто-смолистых нефтей с повышенной склон

ностью к эмульсеобразованию.

Основной причиной дальнейшего эмульгирования газирован

ных обводненных нефтей в системе сбора является энергия тур

булентного потока. Высокие перепады давления, пульсация

газа, наличие различного рода штуцирующих устройств, задви

жек, поворотов и фитингов способствуют повышению турбулент

ности потока и интенсивному диспергированию капель воды

в нефти. Технология разгазирования системы и, в частности,

применяемые типы сепараторов также оказывают существенное

влияние на образование нефтяных эмульсий.

Часто при достижении обводненности продукции скважин

до 40—60 % процессы образования эмульсий при добыче и

сборе бывают настолько сильно выражены, что система из-за

высоких вязкостных и тиксотропных свойств теряет текучесть.

В этих случаях для предотвращения образования стойких водо

нефтяных эмульсий и снижения их вязкости широко практи

куется ранний ввод в систему реагента-деэмульгатора. Точками