Оборудование применяемое при исследовании скважин

   В области  температур, при которых система  находится в состоянии геля, структурно-механическая прочность и устойчивость системы  зависит от состава дисперсионной  среды, ее растворяющей способности, концентрации твердой фазы, соотношения в твердой  фазе парафинов и асфальтенов. При  повышении температуры свойства геля изменяются, уменьшается его  механическая прочность и система  приобретает текучие свойства; при  температуре, соответствующей температуре  застывания, нефть из связаннодисперсного  состояния переходит в свободнодисперсное состояние (состояние аномальной жидкости). При определенной температуре система  переходит из состояния неньютоновской (аномальной) жидкости в состояние  молекулярных растворов ВМС (ньютоновская жидкость), характеризующейся наименьшей вязкостью системы при данной температуре, зависящей только от природы компонентов и температуры системы, и подчиняющейся закону Ньютона.

   Итак, при подогреве нефти ее неньютоновские свойства сглаживаются, зависимость  эффективной вязкости от скорости сдвига уменьшается.

   При некоторой температуре, соответствующей  точке слияния кривых (рис.1.8), жидкость становится ньютоновской: вязкость подогретой жидкости не зависит от скорости сдвига.

Рис.1.8. Зависимость  кажущейся вязкости неньютоновской жидкости от температуры и скорости сдвига 

   Отсюда  следует сущность метода перекачки  высоковязких нефтей с подогревом.

   Целесообразность  подогрева высоковязких нефтей определяется конкретными условиями перекачки. При периодической транспортировке  высоковязких нефтей по трубопроводу целесообразность подогрева в высокой  степени зависит от стоимости  и эффективности теплоизоляции.

   В отличие от перекачки при обычных  температурах перекачка подогретых нефтей происходит при неизотермических условиях. В этом случае процессы теплообмена  между нефтью и окружающей средой приобретают первостепенное значение. Интенсивность теплообмена повлияет на величину потерь тепла в окружающую среду и, следовательно, на температуру  нефти в конце трубопровода. Выбор  температуры подогрева для заданных условий перекачки определяется на основании технико-экономических  расчетов с учетом минимума затрат на подогрев и перекачку.

   Зависимость вязкости структурированной системы  от напряжения сдвига представлена на рис.1.9.

Рис.1.9. Кривая эффективной вязкости пластовой  нефти 

   На  участках 1 и 3 вязкость системы является величиной постоянной при данной температуре. На этих участках НДС соответствует  по своей консистенции состояниям геля, и молекулярному раствору ВМС  нефти. На участке 2 нефть находится  в состоянии аномальновязкой  жидкости, вязкость является величиной  переменной и характеризует равновесие процессов разрушения и восстановления структуры в зависимости от приложенного t.

   Разрушение  коагуляционных структур, образованных высокомолекулярными парафинами и  асфальтенами, имеет свои особенности. После приложения определенной нагрузки к нефти, обладающей такой структурой, немедленного разрушения структуры не наблюдается. Степень разрушения зависит не только от скорости сдвига, но и от времени воздействия нагрузки. Характерно, что после снятия нагрузки прочность структуры через определенное время восстанавливается полностью, т.е. вязкость от величины m₃ увеличивается до значения m₁ (рис.1.9).

   Такая способность к самопроизвольному  восстановлению структуры после  ее разрушения называется тиксотропией.

   Парафинистые  нефти и агрегативно-устойчивые концентрированные водо-нефтяные эмульсии обладают свойством самопроизвольного увеличения прочности структуры t₀ во времени и восстановления структуры после ее механического разрушения.

   Время восстановления структуры после  ее механического разрушения для  различных нефтей и эмульсий может  колебаться от нескольких минут до десятков часов.

   Тиксотропные  свойства нефти зависят от содержания, химического состава, дисперсного  состояния высокомолекулярных парафинов  нефти, содержания и адсорбционного действия на процессы кристаллизации парафина смолисто-асфальтеновых веществ, температурного воздействия на нефть  и др.

   Для снижения тиксотропных свойств нефти  применяют термообработку нефти и специальные депрессорные присадки.

   Ранее было показано, что структурно-механическая прочность НДС, t₀, тем меньше, чем меньше радиус ядра ССЕ и больше толщина сольватного слоя.

   Поэтому назначение депрессорных присадок –  повысить степень дисперсности нефтяной системы и тем самым снизить  структурно-механическую прочность t₀  и понизить температуру застывания нефти.

   Механизм  действия депрессоров можно объяснить  исходя из следующих представлений:

• Высокомолекулярные парафины в НДС образуют надмолекулярные структуры – ассоциаты макромолекул, способные самостоятельно существовать при температурах выше температуры кристаллизации парафиновых углеводородов;
• Действие депрессорных присадок сводится к влиянию на процесс ассоциации твердых парафиновых углеводородов при температурах выше температуры кристаллизации парафина и связано с образованием комплексов между присадкой и парафином.

   Молекулы  присадок, благодаря наличию в  них парафиновых цепей, взаимодействуют  с молекулами парафиновых углеводородов  на стадии формирования надмолекулярной структуры и входят в состав ассоциата. При этом увеличивается толщина сольватной оболочки ССЕ, изменяется размер надмолекулярных структур, происходит ослабление сил взаимодействия между ассоциатами и между дисперсной фазой и дисперсионной средой. В результате образуются более рыхлые, более подвижные ассоциаты и снижается прочность структуры.

   Это приводит к смещению температуры  застывания систем в область более  низких температур и к смещению структурных  переходов парафина из агрегированного  состояния в пространственное в  область более высоких его  концентраций.

   Установлено, что чем больше молекулярная масса  парафинов нефти и чем выше их концентрация, тем меньше влияют добавляемые асфальтены или другие депрессоры на температуру перехода НДС из жидкого состояния в  твердое.

Целенаправленных  исследований в области формирования коагуляционных структур и аномальных нефтяных жидкостей проведено недостаточно и еще предстоит установить более  общие закономерности для управления этим сложным процессом, имеющим  важное технологическое значение. 

1.3 ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

   Скважинная  продукция представляет собой смесь  газа, нефти и воды. Вода и нефть  при этом образуют эмульсии.

   Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из двух (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул).

   Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсионной средой или  внешней фазой.

   Жидкость, которая распределена в дисперсионной  среде, называется дисперсной или внутренней фазой.

Условием образования  дисперсной системы является практически  полная или частичная нерастворимость  вещества дисперсной фазы в среде. Поэтому  вещества, образующие различные фазы, должны сильно различаться по полярности. Наибольшее распространение получили эмульсии, в которых одной из фаз является вода. В этих случаях вторую фазу представляет неполярная (или малополярная) жидкость, называемая в общем случае маслом. В нашем случае – это нефть. 

1.3.1. ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ  ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

   Большинство исследователей считает, что в пластовых  условиях диспергирование (дробление) газонефтеводяных систем практически  исключается. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как  правило, состоят из безводной нефти  и воды, в то время как на поверхности  отбирают высокодисперсную эмульсию.

   На  глубине 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 пластовой  воды в нефти.

   Стойкость эмульсий зависит от способа добычи нефти.

   Фонтанные скважины: наибольшее перемешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры. Для снижения эмульгирования нефти:

1. Штуцер устанавливают на забое скважины. Перепад давления в этом случае в штуцере значительно меньше, чем при установке его на поверхности. Как следствие – уменьшается перемешивание. Однако сложности спуска, замены и регулирования забойных штуцеров  ограничивают возможность их широкого применения.
2. При установке штуцера на поверхности степень перемешивания может быть уменьшена, если в сепараторах, расположенных после штуцера, поддерживать повышенные давления, т.е. снизить перепад давления в штуцере.

   Интенсивность перемешивания нефти с водой  также влияет на образование и  стойкость эмульсии. Замечено, что  при механизированных способах добычи наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при использовании электроцентробежных  насосов (перемешивание продукции  в рабочих колесах). При использовании  штанговых и винтовых насосов  образуются менее стойкие эмульсии.

   При компрессорном способе  добычи получаются эмульсии крайне высокой стойкости из-за того, что происходит окисление нафтеновых кислот с образованием соединений, которые являются эффективными эмульгаторами.

   В дальнейшем при движении газированных обводненных нефтей в системе сбора также возможно образование эмульсий. Основной причиной здесь является энергия турбулентного потока. Перепады давления, пульсация газа, наличие штуцирующих устройств, задвижек, поворотов и фитингов способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному диспергированию воды в нефти.

   Отложения парафина на стенках трубопровода влияют на образование эмульсий, уменьшая его сечение, увеличивают скорость потока и усиливают диспергирование  воды в нефти.

   Применяемая технология разгазирования, в частности  сепараторы, имеющие насадки-диспергаторы, также влияет на образование нефтяных эмульсий.

   Таким образом, нефтяные эмульсии могут образовываться только при затратах энергии:

3. энергии расширения газа;
4. механической энергии;
5. энергии силы тяжести.

Типы  эмульсий

   Существуют  два основных типа эмульсий: дисперсии  масла в воде (М/В) и дисперсии  воды в масле (В/М).

   Нефтяные  эмульсии:

6. Первый тип – прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость), являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) – дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в воде» и обозначаются Н/В.
7. Второй тип – обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) – дисперсная фаза – размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н.
8. Множественная эмульсия – это такая система, когда в сравнительно крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти, или в крупных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды. Дисперсная фаза сама является эмульсией, и может быть как прямого, так и обратного типа. Такие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. Они образуются в процессе деэмульсации нефти и очистки сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода и составляют основу так называемых ловушечных (или амбарных) нефтей, чрезвычайно плохо разрушаемых известными методами. Поэтому в настоящее время актуальна разработка эффективных методов разрушения множественных нефтяных эмульсий.