книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Это уравнение справедливо при условии

где а = (гв/г н)2.

Вэтом случае в кольцевом зазо р е прибора отсутствует зона «квазитвердого» течения, то есть вся ж идкость течет. К группе ротационных приборов относится прибор СНС-2, служ ащ ий для изм ерения статичес­ кого напряжения сдвига вязкопластичны х жидкостей.

Ввискозиметрах с падаю щ им ш ариком используется явление внеш ­ него обтекания твердого тела. В качестве движ ущ егося тела использу­ ется шарик, падаю щ ий вдоль оси цилиндрической вертикально уста­ новленной трубки, заполненной исследуемой жидкостью . В опы тах и з ­ меряется скорость движ ения ш арика.

Теория вертикального дви ж ен ия ш арика справедлива при следую ­ щих допущениях:

•движение полагается установивш имся, то есть скорость падения шарика постоянна;

•инерционные эф ф екты считаю тся несущ ественными, то есть рас ­

сматривается движ ение при м алы х значениях числа Рейнольдса (Re < 0,1);

•предполагается, что исследуем ая ж идкость является ньютоновской;

•радиус ш арика R намного меньш е, чем радиус трубки.

Время достиж ения ш ариком установивш егося значения скорости падения определяется и з вы раж ения:

(4.19)

9р

Из этого вы раж ения, например, следует, что д аж е в тяж елой неф ти с вязкостью 1,5 Па • с стальной ш арик радиусом 1,0 см достигает пре­ дельной скорости падения очень быстро — в течение 0,13 с.

При движении ш арика, изготовленного из м атериала плотностью рш, в жидкости плотностью г под действием силы тяж ести движ ущ ая си­ ла F равна

где g — ускорение силы тяж ести .

Сила сопротивления движ ению ш арика в вязкой среде, равная дви ­

И з сравнения двух последних вы раж ений получаем ф орм улу для определения вязкости по изм еряем ой скорости падения ш арика:

Как видно, и зм еряем ая вязкость обратно пропорциональна скорос­ ти падения ш арика и прям о пропорциональна разности плотностей ш арика и жидкости. П ри изм ерении вязкости нью тоновских жидкостей использую т ш арик, изготовленный из м атериалов различной плотнос­ ти (стекло, сталь, вольфрам). В арьируя плотностью и радиусом шари­ ка, можно проводить изм ерения в диапазоне напряж ений сдвига от 1 до 100 Па и и зм ерять вязкость в диапазоне от 1,0 мПа ■с до 100 Па ■с.

Бурение скваж ин проводят в различны х горно-геологических усло­ виях и для эф ф ективного их сооруж ения применяю т разнообразны е по составу и свойствам промывочные ж идкости (буровые растворы). Для контроля свойств растворов определяю т целы й ряд их параметров. Ус­ ловную в я зк о с т ь изм еряю т временем истечения 500 см* раствора че­ рез трубку с диаметром отверстия 5 мм вискозим етра ВП -5, воронку которого заполняю т 700 см* раствора. О пределенная таким образом ус­ ловная вязкость воды равна 15 с. Д ля норм альны х буровы х растворов условная вязкость составляет 20— 25 с.

Количественной мерой прочности структуры явл яется с т а т и ч е с ­ кое н апряж ен ие сдвига (СНС). Д ля изм ерения этого парам етра исполь­ зую т ротационны й вискозим етр СНС-2. После вы держ ки испытуемой ж идкости в покое в течение 1 и 10 мин соответственно определяю т СНС вхи 01О.Д ля нормальны х глинистых растворов СНС находятся в преде­ лах вх=1,5— 2,0 Па, ви) = 2,5— 4,0 Па.

Р а с т е к а е м о с т ь там понаж ны х растворов определяю т с помощью конуса А зН И И . Ф орм а-конус им еет внутренние диам етры верхнего основания 37 мм, нижнего — 70 мм, вы соту — 60 мм. Заполненный ра­ створом конус плавно поднимают и изм еряю т диам етр расплы ва раство­ ра. Растекаем ость нормальны х растворов долж на быть не менее 180 мм и не более 200 мм.

Одна из основных трудностей использования реологических уравнений состоит в том, что входящ ие в них парам етры зависят от многих обстоятельств, в частности, от типоразм ера прибора, в котором они определяю тся. Многие исследователи обнаруж или, что с уменыпе-

нием зазора в ротационном реом етре и с уменьш ением диам етра ка­ пилляра предельное сдвиговое нап ряж ен и е возрастает. В язкость по замерам в ротационных приборах оказы вается меньш е, чем в опытах с капиллярами.

Слабо изучено влияние концевы х эф ф ектов при течении в кап и лля ­ рах вязкопластичных и псевдопластичны х ж идкостей. И звестно, что при течении ньютоновских ж идкостей длина участка трубы , на кото­ ром полностью заканчивается ф орм ирование параболического проф и ­ ля скоростей, составляет примерно 0,05Re диаметров трубы. При теч е ­ нии дисперсных ж идкостей в узкой зоне вблизи стенок образуется слой дисперсионной среды, по которому ж идкость скользит с определенной скоростью. Это явление назы ваю т п р и с те н н ы м э ф ф е к т о м , подразу ­ мевая под этим различие свойств и поведения системы в пристенном слое и в объеме. При реом етрических исследованиях вклад в общий расход, обусловленный пристенны м скольж ением, м ож ет быть очень большим. При определении интегральны х реологических кривы х в к а ­ пиллярах необходимо организовать ш ероховатость, препятствую щ ую возникновению пристенного скольж ения.

В приборах ротационного типа на р езультаты изм ерений м ож ет по­ влиять тепло, вы деляю щ ееся в объеме исследуемой ж идкости за счет внутреннего трения, так как в них ж идкость подвергается сдвигу в те ­ чение длительного времени.

Еще одной причиной неин вари ан тн ости кри вы х теч ен и я м ож ет явиться свойство тиксотропии. М .Рейнер дает этому термину следую ­ щее определение: «свойство тела, благодаря которому отнош ение ка­ сательного напряж ения к скорости деф орм ации временно ум еньш ает­ ся за счет предш ествую щ ей деф орм ации». Тиксотропией обладаю т структурированные системы с асимм етричны ми частицами, В подоб­ ных системах энергия взаим одействия коллоидны х частиц значитель­ но превышает энергию броуновского движ ения. О бразую щ иеся слабые структуры придают ж идкости гелеобразную консистенцию. С трукту ­ ры легко разруш аю тся при м еханических воздействиях.

В тиксотропных системах реологические свойства зависят не толь­ ко от скорости течения, но и от его продолж ительности, а такж е пред ­ шествующей истории деформации. По этой причине в классиф икации неньютоновских ж идкостей тиксотропные системы вы делены в специ­ альную группу ж идкостей с нестационарны ми свойствами.

Изучению тиксотропии дисперсных систем посвящено много работ, однако единой методики для ее количественной оценки пока не создано. Для подобных систем имеет значение, в какой последовательности ве­

дутся опыты — от высоких скоростей сдвига к малым скоростям или на­ оборот П ри этом полученные и з опытов реологические характеристики не совпадают. На этом явлении основан один из методов количественной характеристики тиксотропии, когда мерой тиксотропии является пло­ щ адь «петли гистерезиса». На рис. 4.10 приводятся расходны е кривые бентонитового раствора. Одна из кривы х снята в стационарных услови­ ях течения в капилляре, другая — в нестационарных условиях, когда давление на входе в капилляр плавно и непрерывно уменьшалось. Как видно, в последнем случае раствор оказался более подвижным, так как в начальный момент течения его структура была предельно разрушена.

q. смУс • см

Рис. 4,10. Расходные кривые бентонитового раствора плотностью 1,07 г/см :

1 — неравновесная кривая, полученная при скорости падения давления на входе 1,5 кПа/с; 2 — равновесная кривая

При последовательном снятии расходной кривой сначала для воз­ растаю щ их, а затем для убываю щ их скоростей сдвига ж идкости обна­ руж иваю т м еханический гистерезис. Об этом свидетельствует факт сущ ествования двух ветвей: восходящ ей и нисходящ ей ветви расход­ ных кривых. Чем больш е площ адь, заклю ченная м еж ду ветвями, тем в больш ей степени проявляет себя явление тиксотропии.

Тиксотропность неф тяны х дисперсны х систем создает дополнитель­ ные трудности при добыче нефти. Т ребуется более высокое давление (депрессия или репрессия), чтобы заставить неф ть течь в порах и тре­ щ инах горных пород. Течение неф ти в прискваж инной области сопря­ жено с непреры вны м изм енением реж им а деф орм ирования вдоль ра­ диуса течения. В процессе добычи неф ть проходит через непрерывный ряд неравновесны х состояний. Д инам ическая структура неф ти может не успевать перестраи ваться вслед за изм еняю щ имися условиями де­ ф ормирования.

4.3.РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

ИНЕФ ТЕПРОДУКТОВ

4.3.1.Н ефть как в я зк о п л а с т и ч н а я ж и д к о сть

График зависимости м еж ду напряж ением сдвига и скорос­ тью сдвига, как сказано выш е, назы ваю т кривой теч ен и я . П ри этом ко- | эффициент динамической вязкости ju н ью тон овски х ж и д к о с те й (рео­ логический параметр) не зависит от кинем атических и динамических характеристик движ ения. В язк о п ласти ч н ы е ж и д к о с т и Бингама или бингамовскими ж и д к о с т я м и имею т два реологических параметра: д и ­ намическую вязкость // и статическое напряж ение сдвига г0 (СНС).

Вязкопластичные свойства проявляю т многие технологические ж и д ­ кости, в частности, буровы е глинистые растворы , м асляны е краски и высоковязкие нефти с больш им содерж анием параф инов, смол и ас ­ фальтенов. Течение параф инисты х неф ти и неф тепродуктов при тем ­ пературах, близких к тем пературе их засты вания, хорош о описы вает­ ся уравнением Бингама. П ри достаточно высоких тем пературах эти ж е продукты переходят в другой реологический класс и текут по трубам, подчиняясь уравнению Ньютона.

В основу распространенной модели Бингама положено представле­ ние о наличии у покоящ ейся ж идкости п р о с т р а н с т в е н н о й с т р у к т у ­ ры, достаточно прочной, чтобы сопротивляться напряж ению сдвига, меньшему или равному статическом у напряж ению сдвига (СНС) г0. За этим пределом наступает полное и мгновенное обратимое разруш ение структуры, и среда начинает течь как нью тоновская ж идкость при на­ пряжении сдвига (г - г0). Когда действую щ ее в ж идкости напряж ение сдвига уменьшится до г(), структура снова восстанавливается. В тех об­ ластях потока, где касательны е н ап ряж ен и я меньш е СНС, образую тся <квазитвердые» участки.

Образованию пространственной структуры способствует ещ е одно обстоятельство. С ф изической точки зрен ия аномальны е свойства кол­ лоидных дисперсий, к которым, в частности, относятся многие разно ­ видности нефти, неф тепродукты , буровые и там понаж ны е растворы , обусловлены такж е громадной поверхностью м елких тверды х частиц, включенных в единице объема. Эти частицы являю тся поверхностью раздела фаз, вблизи которой образуется слой дисперсионной среды с аномальными свойствами.

Трудности, возникаю щ ие при транспорте вы сокопараф инистой не­ фти, связаны с наличием в ее составе тверды х кристаллов параф ина

при низких тем пературах. Т ем пература плавления парафинов находит­ ся в диапазоне 27— 70 С . При более высоких тем п ературах кристаллы парафинов полностью растворяю тся в неф ти и нефтепродуктах. По мере охлаж дения неф ти п араф ин вы падает в виде м елких игольчаты х крис­ таллов, которы е перепуты ваю тся м еж ду собой и поддерж иваю т друг друга. С понижением тем пературы количество кристаллов увеличива­ ется настолько, что они образую т пространственную реш етку по всему объем у неф ти, иммобилизую щ ую ж идкую ф азу .

П ри охлаж д ен и и н еф ти первы м и кр и стал л и зую тся тугоплавкие параф ины , образую щ ие большое число центров кристаллизации. При дальнейш ем охлаж дении легкоплавкие параф ины кристаллизую тся на уж е имею щ ихся центрах. В зависим ости от состава неф ти и скорости охлаж дения количество и разм еры кристалликов параф ина будут раз­ ными. П араф ины легко адсорбирую т смолы, поэтому содержащ иеся в неф ти асф альтены и смолы вы полняю т роль поверхностно-активных вещ еств (ПАВ). К аж ды й кри сталли к параф ина покры вается слоем ад­ сорбированных смол. Д епрессорное действие смолоасфальтеновых ве­ щ еств связано с тем, что они, адсорбируясь на кристаллах парафина, сниж аю т его поверхностное натяж ение. Ч ем больш е в неф ти содержа­ ние параф ина и асф альтосм олисты х вещ еств, тем прочнее простран­ ственная реш етка, вы ш е вязкость и СНС.

При трубопроводном транспорте неф ти, м азута и других нефтепро­ дуктов в первую очередь следует учиты вать к какому реологическому классу они относятся, являю тся ли они вязкими, вязкопластичными или псевдопластичны ми жидкостями. Н апример, тяж ел ая неф ть может за­ сты ть в трубопроводе, а это уж е аварийны й режим . Иногда при дли­ тельном прилож ении большого давления засты вш ую неф ть можно вы­ давить из трубы — в этом случае неф ть ведет себя как бингамовское тело.

Н апример, вы сокопараф инистая неф ть Ж еты байского месторожде­ ния (К азахстан) имеет тем пературу засты вания +27 °С и большую ве­ личи н у СНС г() = 50 Па. М ан гы ш лакская н еф ть засты в ает при +32 С и при дальн ей ш ем охлаж д ен и и зн ачен и е СНС резко увеличивается (рис. 4.11, а), достигая 2450 Па при 20 °С. Чем ближ е тем пература нефти к тем пературе ее засты вания, тем больш е энергии требуется на ее пе­ ремещ ение.

На рис. 4.11, б показаны зависимости предельного напряж ения сдвига д ля гудронов тр ех сортов неф ти от продолж ительности нахождения в покое. Кривые показы ваю т, что образование структуры в этих нефте­ продуктах заверш ается через 8— 12 ч. Д ля дистиллятны х продуктов

период становления структурированной системы намного меньш е, так как у них меньше вязкость.

Рис. 4.11. а — Реологические кривые мангышлакской нефти при различ­ ных температурах: I, 2. 3,4 — при 25, 30,40, 50’С; б — увеличе­ ние предельного напряжения сдвига г0 гудронов в зависимости от времени покоя: 1,2,3 — гудроны ромашкинской, арланской и мангышлакской нефти [69]

Тяжелые вы сокосм олисты е н еф ти м естор ож ден и я К араж ан б ас (Казахстан) имеют плотность в среднем 940 кг/м 3, содержание смол до 24 % и низкую тем пературу засты ван и я — до +25 “С. В язкость пластовой нефти колеблется в пределах 160— 660 мПа - с. Разработка этого м есто­ рождения осущ ествляется с применением тепловы х методов воздей ­ ствия на пласт. На величину реологических параметров вы сокопара­ финистой нефти сущ ественно вл и яет ее терм и ческая преды стория. Если нефть ранее нагревалась, то ее реологические парам етры отлича­ ются от аналогичных парам етров исходной нефти.

Ф изико-химические свойства неф ти Ромаш кинского м есторож де­ ния (Россия) следую щ ие: плотность 862 к г /м 3; вязкость при 20 "С равна 14 сСт; температура засты ван ия -4 2 °С; давление насыщ енных паров при 38 °С равно 436 кПа; содерж ание параф ина 10,8 %.

При выполнении гидравлического расчета нефтепровода, перекачи ­ вающего газонасыщ енную неф ть, необходимо располагать зависимос­ тью вязкости от количества растворенного в неф ти газа. Чем больш е газонасыщенность неф ти, тем меньш е ее вязкость. Н апример, дегази ­ рованная нефть Усинского м есторож дения плотностью р — 848 к г /м 3 при температуре +5 С им еет вязкость р = 48 мПа • с. При газонасы щ е- нии Г = 8,5 м3/м 3 вязкость неф ти составляет 33 мПа • с.

ф ти различны х месторож дений трудно дать конкретны е рекомендации по созданию реологической модели, которая была бы справедливой для ш ирокой группы углеводородов. Только на основе исследования реоло­ гических свойств конкретны х типов неф ти можно получить ее харак­ теристики, необходимые для инж енерны х расчетов.

В язкость определяет подвиж ность неф ти и неф тепродуктов в раз­ личных технологических процессах: транспортировании, фильтрации, перемеш ивании, а такж е в условиях эксплуатации двигателей, машин и механизмов.

Для неф ти и нефтепродуктов, представляю щ их собой сложные сме­ си, вязкость является ф ункцией их химического состава, молекулярной массы и определяется силами меж молекулярного взаимодействия. Вяз­ кость нефти в зависимости от состава и тем пературы мож ет изменяться в ш ироких пределах: от 1,0 до 500 сСт и выше. Чем выш е температура кипения нефтяной ф ракции, тем больше ее вязкость. Например, бензи­ ны при 20 °С имеют вязкость 0,6 сСт, а тяж ел ы е масла — до 400 сСт.

М ногочисленные исследования вязкости и химического состава не­ ф ти позволяю т сделать следую щ ие выводы:

• при одинаковом строении м олекул углеводородов наличие нафте­ новых колец по сравнению с ароматическими кольцами существен­ но повы ш ает вязкость нефти;

• чем больш е циклов в м олекуле углеводорода, тем вы ш е вязкость;

• чем больш е в м олекулах углеводородов боковых парафиновы х це­ пей при одинаковом числе колец, тем вы ш е вязкость.

В язкость не явл яется аддитивны м свойством и для смеси нефтяных

Реологические свойства неф ти и неф тепродуктов зависят от их тем­ пературы . Например» при повы ш ении тем п ературы вязкость нефти ум ен ьш ается, при пониж ении — увеличивается. С ущ ествует много ф орм ул для расчетного определения вязкости неф ти в зависимости от тем пературы . Н аибольш ее применение получили ф орм улы Вальтера и Рейнольдса— Ф илонова.

По ф орм уле В альтера построена координатная сетка, на которой зависим ость вязкости от тем п ературы оп ределяется прямой линией (рис. 4.13). Зн ая два значения вязкости неф ти при двух температурах (точки 1 и 3) можно найти вязкость при любой другой температуре (точка 2).

Температура, °С

Рис. 4.13. Номограмма для определения вязкости нефти при произвольно: температуре [62]:

Î и 3 — точки с известными координатами

Зависим ость кинематической вязкости v от тем пературы Т може быть определена по ф орм уле Рейнольдса— Ф илонова:

где vQ— кинем атическая вязкость при тем пературе Т0; и — опытны! коэф ф ициент, который определяется с помощью этого выражения.

Для определения коэффициента и необходимо в лабораторных усло­ виях определить пару соответствующих значений вязкости и температур:

(Т -Т 0)