Аппараты для воздействия на водонефтяные эмульсии магнитным полем — страница 3

  • Просмотров 2095
  • Скачиваний 37
  • Размер файла 222
    Кб

эмульгированных капель водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора. Об интенсивности разрушения эмульсии можно судить по разности между плотностями воды и нефти rD, а также отношению суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (n) в нефти (а+с)/n. Последний показатель предопределяет способ

деэмульгирования нефтяных эмульсий [4]. Показатель rD соответствует движущей силе гравитационного отстаивания. Оба показателя являются качественными характеристиками эмульсий и позволяют разделять их на группы. В зависимости от соотношения плотностей воды и нефти эмульсии классифицируют [5] на трудно расслаиваемые (rD = 0,200-0,250 г/см3), расслаиваемые (rD = 0,250-0,300 г/см3) и легко расслаиваемые (rD = 0,300-0,350 г/см3). По показателю (а+с)/n нефти

подразделяют на смешанные ((а+с)/n = 0,951-1,400), смолистые ((а+с)/n = 2,759-3,888) и высокосмолистые ((а+с)/n = 4,774-7,789). Исходя из этого, например,  водонефтяные эмульсии Вятской площади Арланского (rD = 0,281-0,284 г/см3) и Волковского (rD = 0,268 г/см3) месторождений относятся к расслаиваемым, а Южно-Ягунского v к трудно расслаиваемым (rD = 0,158-0,174 г/см3). Нефти данных месторождений являются высокосмолистыми, так как значения показателя (а+с)/n составляют 9,18; 6,0-6,25 и

6,83-7,75 для Вятской площади Арланского и Волковского месторождений, а также Южно-Ягунского месторождения соответственно (табл. 1). Таблица 1 Физико-химические свойства эмульсий некоторых нефтяных месторождений Параметры Волковское месторождение Южно-Ягунское месторождение Вятская площадь Арланского месторождения Плотность при 20 0С, г/см3 0, 870 0,850 0, 884-0,887 Содержание воды, % От 60 до 70 70,1 От 65 до 75 Механические примеси, мг/л От 300 до 500 -

От 150 до 350 Смолы, % вес От 15 до 20 11,0 18,8 Асфальтены, % вес От 3 до 5 2,9 6,9 Парафины, % вес От 3 до 4 1,8 2,8 Плотность водной фазы, г/см3 1,138 1,013 1,168 Вязкость кинематическая при 200С, мм2/с - 30,59 От 30,0 до 40,5 Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит с одновременным их смешением и диспергированием в насосном оборудовании. Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных установок и последующая адсорбция

природных стабилизаторов на межфазной поверхности в подъемнике приводят к тому, что на устье скважин формируются агрегативно устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа. Механизм дробления водной фазы по П.А. Ребиндеру [6] заключается в том, что вначале в поле сдвиговых деформаций происходит вытягивание водной глобулы (она приобретает  цилиндрическую форму), которое сопровождается увеличением межфазной