Установление структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий

Лосев, Александр Павлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Установление структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Установление структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий"

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина

На правах рукописи УДК 622.276.58

Лосев Александр Павлович

УСТАНОВЛЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРОМЫСЛОВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 9 ГРн 2011

Москва-2011

4855058

Работа выполнена в Федеральном государственном учреждении высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель:

доктор физико-математических наук,

профессор

Евдокимов И.Н.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Закиров С.Н.

кандидат технических наук Елисеев Д.Ю.

Ведущая организация:

ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» (ВНИИнефть) имени академика А.П. Крылова

Защита состоится « //» ¿0 2011 г. в/? -'¿'г;часов. в ауд. 731 на заседании Диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, д. 65.

Автореферат размещен на интернет-сайте РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина www.gubkin.ru.eee.gubkin.ru « 6» С!3_2011 г. С

диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан « ^ » %_2011 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета Сомов Б.Е.

д.т.н., проф.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Большинство нефтяных месторождений России находится на поздней стадии эксплуатации и характеризуется высокой обводненностью скважинной продукции. Поскольку заводнение пластов остается основным методом разработки месторождений, добыча высокообвод-ненной нефти будет длиться еще долгие годы. В лифтовых колоннах труб фонтанных скважин, в погружных насосных установках, в элементах арматуры на устье скважины поток добываемой продукции интенсивно перемешивается, что приводит к возникновению водонефтя-ных (В/Н) эмульсий. Основные проблемы, связанные с образованием водонефтяных эмульсий, обусловлены их высокой вязкостью и стабильностью. Увеличение вязкости добываемой продукции негативно сказывается на режимах работы погружных насосов, наземных перекачивающих агрегатов. Образование эмульсий в насосно-компрессорных трубах и наземных трубопроводах служит причиной пульсаций давления и выхода из строя оборудования.

Возможность предотвращения эмульгирования нефти в процессе добычи практически отсутствует, поэтому исследования свойств промысловых водонефтяных эмульсий всегда актуальны. Несмотря на важность вопроса и достаточно большое число публикаций, посвященных исследованиям свойств эмульсий, лишь в некоторых источниках содержатся сведения о свойствах «природных» добываемых эмульсий, образующихся в элементах скважины и погружного насосного оборудования. В большинстве же случаев свойства добываемых промысловых водонефтяных эмульсий остаются «за кадром» и исследователи сразу переходят к определению свойств эмульсий после их обработки поверхностно-активными веществами (ПАВ) или физическими полями. Ввиду практического отсутствия экспериментальных сведений, выводы о свойствах и поведении не обработанных добываемых эмульсий делают по аналогии с упрощенными модельными системами.

Актуальность исследования добываемых водонефтяных эмульсий с каждым годом возрастает также и в связи с освоением труднодоступных регионов суши и глубоких морей. Системы сбора продукции таких труднодоступных месторождений, как правило, предусматривают транспорт необработанных водонефтяных эмульсий. Поведение обводненной продукции не поддается надежному описанию, поэтому экспериментальные исследования добываемых эмульсий являются единственным средством для прогнозирования свойств таких систем.

Цель работы

Установление структурных характеристик дисперсной фазы промысловых водонефтяных эмульсий и выявление их влияния на макроскопические свойства и реологические параметры эмульсий, а также на показатели работы технологических добычных систем.

Основные задачи

1. Анализ опыта исследования структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий.

2. Проведение экспериментальных исследований внутренних структур дисперсной фазы промысловых водонефтяных эмульсий.

3. Проведение экспериментальных исследований реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий.

4. Определение степени влияния микроскопической внутренней структуры водонефтяных эмульсий на их макроскопические свойства и реологические параметры.

5. Анализ доступных промысловых данных, выявление влияния параметров внутренней структуры водонефтяных эмульсий на характеристики работы добычного оборудования.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось автором как экспериментально, так и путем анализа и обобщения доступных баз данных других авторов. Экспериментальные исследования обратных водонефтяных эмульсий на основе природных нефтей были проведении в лабораториях кафедры физики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научная новизна работы

1. Впервые предложено использовать метод избыточных функций для анализа свойств промысловых водонефтяных эмульсий. Способ построения топографических диаграмм избыточных функций впервые использован для исследования структуры промысловых водонефтяных эмульсий.

2. Предложен механизм «вытеснительной флокуляции» для объяснения особенностей флокуляции капель воды в промысловых водонефтяных эмульсиях.

3. Экспериментально выявлены характерные структуры капель воды в промысловых водонефтяных эмульсиях и соответствующие этим структурам диапазоны водосодержаний.

4. Впервые экспериментально установлено осуществление «пластично-хрупкого перехода» в высококонцентрированных водонефтяных эмульсиях и предложен механизм возникновения подобного перехода.

5. Экспериментально доказано отсутствие обязательной инверсии фаз, обусловленной увеличением водосодержания, в промысловых во-донефтяных эмульсиях, не обработанных ПАВ.

6. Показано, что наблюдаемые эффекты тиксогрошга и реопексии водонефтяных эмульсий связаны с возникновением макроскопических неоднородностей потока типа «вихревого расслаивания» и «радиального расслаивания».

Практическая значимость исследования и реализация работы

1. Использование полученных оценок плотности и коэффициента объемного (термического) расширения водонефтяных эмульсий возможно в технологических расчетах систем промыслового сбора, транспорта и подготовки скважинной продукции.

2. Обнаруженная связь показателей работы скважинного насосного оборудования с определенными в настоящей работе характерными «порогами» водосодержаний может быть непосредственно использована для повышения эффективности эксплуатации обводненных скважин, прогнозирования нагрузок на оборудование, проектирования новых скважинных насосных установок.

3. Обнаруженные эффекты тиксотропии и реопексии могут быть учтены в расчетах пусковых нагрузок насосных установок.

4. Построенные «диаграммы состояния потока» могут быть использованы при проектировании технологий добычи и транспорта водонефтяных эмульсий.

5. Разработанные методы анализа промысловых водонефтяных эмульсий и схемы автоматизации измерительных приборов доступны, просты и могут быть реализованы в промысловых условиях.

Полученные в диссертационной работе результаты были использованы в работе Службы сервисных услуг и Центра физико-химических исследований ООО «ПетроИнжиниринг» (Акт от 24.08.2010 г.). Отработанные в диссертационном исследовании экспериментальные методики используются в учебном процессе кафедры физики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Справка о внедрении результатов исследования в учебный процесс от 29.12.2010 г.).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на всероссийских и международных конференциях:

• «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». 8-я научно-техническая конференция. Москва, РГУ

нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010 г.;

• SPE Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка «Мир технологий для уникальных ресурсов». Москва, Крокус Экспо, 3-6 октября 2006 г.;

• 59-я межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и газ - 2005». Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005 г. (получены III премия конференции и грант МТЭА им. Н.К. Байбакова);

• Шестая всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005 г. (получена III премия конференции);

• Международная конференция «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья». Москва, Институт проблем нефти и газа РАН, 2004 г.,

Полученные в работе результаты докладывались также на научных семинарах кафедры физики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Публикации по полученным в работе результатам вошли в состав «Комплекса исследовательских работ и публикаций по созданию научной базы для перспективных нанотехнологий добычи, транспорта и хранения нефтегазового сырья», представленного ректором РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина на соискание Общественной премии имени Н.К. Байбакова Международной топливно-энергетической ассоциации. Премия им. Н.К. Байбакова была присуждена автору диссертации, совместно с другими исследователями кафедры физики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 27 декабря 2007 г. с формулировкой «За большие достижения в решении проблем устойчивого развития энергетики и общества».

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 18 печатных работ, в том числе 1 монография, 11 статей в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, шести глав, выводов. Текст диссертации изложен на 220 страницах, содержит 77 рисунков, 12 таблиц и список использованной литературы из 161 наименования.

ры физики за помощь в организации экспериментов, особенно доц. Елисееву Н.Ю., проф. Нагаеву В.Б., зав.кафедрой проф. Черноуцану А.И., проф. Сюняеву Р.З., зав.лабораторией Матвеенковой О.С., Новикову М.А., Ефимову Я.О. Соискатель признателен проф. Леонову Е.Г., проф. Палий А.О. и проф. Плешанову П.Г. за консультации в ходе работы и при подготовке рукописи.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первой главе приведен обзор проблем промысловой практики, связанных с образованием водонефтяных эмульсий при добыче нефти и со специальными способами использования эмульсий. В основном, возникновение практических трудностей связано с отсутствием информации об изменении физических параметров эмульсий в технологических процессах. Анализ доступной литературы показал, что большинство авторов делают выводы о поведении природных водонефтяных эмульсий в том или ином технологическом процессе лишь на основании экстраполяции данных, полученных для упрощенных модельных систем. Только некоторые исследователи обращают внимание на недопустимость такой экстраполяции и приводят сведения о свойствах и параметрах добываемых водонефтяных эмульсий, не обработанных химически или каким-либо иным образом. Обзор современных представлений о внутреннем строении и свойствах промысловых водонефтяных эмульсий был сделан по опубликованным на протяжении нескольких десятилетий работам таких исследователей, как Ши Г.Б., Монсон Л.Т., Тронов В.П., Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М., Нестерова М.П., Лутошкин Г.С., Позднышев Г.Н., Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н., Беляков В.Л., Гуреев A.A., Абызгильдин А.Ю., Капустин В.М., Зацепин В.В., Ахметов А.Т., Телин А.Г., Мавлетов М.В., Здольник С.Е., Сахаров В.А., Мохов М.А., Муратова И.Д., Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. и др.

Во второй главе приведено описание объектов исследования, методик приготовления водонефтяных эмульсий и методов их экспериментального изучения. В табл. 1 приведены физико-химические свойства исходных нефтяных и водных фаз, использованных для приготовления эмульсий.

В работе исследованы обратные водонефтяные эмульсии на основе дегазированных нефтей Актанышского, Ромашкинского и Короб-ковского месторождений - различного географического и геологического происхождения. При приготовлении в эмульсии не добавляли

никаких стабилизирующих или эмульгирующих поверхностно-активных веществ. Данные о фазовом составе исследованных эмульсий, а также условия их приготовления приведены в табл. 2.

Таблица 1

Физико-химические свойства нефтяных и водных фаз эмульсий

Дегазированная нефть Водная фаза

Обозначение нефти Плотность при 20°С, кг/мз Вязкость при 20°С, мм2/с ММ, г/моль Сера, % масс. Асфальтены, % масс. Смолы, % масс. Парафины, % масс. Плотность при 20°С, кг/м3

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Акт. Т6097 902,2 64,80 250,1 3,68 8,89 19,25 5,59 1153,9

Акт. Т6098 905,1 69,94 224,3 3,92 3,03 12,65 1,96 1148,2

Акт. Т6199 904,4 64,34 256,0 4,11 5,13 11,71 3,23 1148,0

Акт. В5494 902,4 52,41 250,1 3,30 6,20 11,52 1,42 1174,7

Акт. В7695 898,0 49,60 250,1 3,01 7,78 8,60 2,99 1174,7

Акт. В0598 897,5 40,93 237,9 3,42 3,85 12,89 2,03 1148,2

Акт. В5498 905,4 58,25 246,2 3,29 9,35 10,98 1,86 1148,2

Акт. В6698 896,7 42,43 323,5 3,41 3,28 11,45 1,80 1148,2

Акт. В4899 904,1 50,72 260,4 4,43 6,04 11,11 12,5 1148,0

Акт. В7599 900,5 44,59 277,0 3,32 5,13 11,71 3,23 1152,7

Акт. К3396 908,2 66,78 254,1 3,41 4,97 15,60 2,13 1154,9

Акт. К4999 906,0 53,10 274,9 3,82 5,35 9,75 12,42 1148,0

Ромаш- 915,0 86,19 н.д. 2,19 3,29 24,77 2,48 Водо-

кинская проводная вода

Коробков- 832,0 5,4 н.д. 0,3 0,4 7,3 2,2 Дистилл.

ская вода

Примечание: Акт. - нефти Актанышского месторождения

Таблица 2

Фазовый состав исследованных эмульсий природных нефтей и условия приготовления

Нефтяная фаза Водная фаза Объемное водосодержание эмульсий ф Условия приготовления

1 2 3 4

Нефти Актанышского месторождения Нефть Ромаш-кинского месторождения Нефть Короб-ковского месторождения пластовые воды Актанышского месторождения очищенная вода (Мосводоканал) дистиллированная вода 0-0,6 0-0,6 0-0,825 термостатирование, магнитная мешалка комнатная температура, встряхивание комнатная температура, встряхивание

Все эмульсии готовили при атмосферном давлении непосредственно перед измерениями. При всех водосодержаниях были получены гомогенные эмульсии, не проявляющие признаков потери стабильности.

При определении различных параметров и свойств приготовленных эмульсий пользовались следующими экспериментальными методами:

1) тип эмульсии — метод «разбавления фаз», метод «смачивания фильтровальной бумаги», метод «красителей»;

2) плотность - пикнометрический метод, в условиях термостатиро-вания;

3) гранулометрические характеристики - метод оптической микроскопии, методы математической статистики;

4) реологические характеристики - метод ротационной вискозиметрии (геометрия ячейки - коаксиальные цилиндры Куэтта), в условиях термостатирования;

5) оптические спектры поглощения - метод оптической абсорбционной спектроскопии;

6) показатель преломления - метод полного внутреннего отражения, в условиях термостатирования.

При отработке процедур проведения реологических и спектральных экспериментов была проведена модернизация высокоточных, но морально устаревших аналоговых измерительных приборов. А именно, на основе распространенных в России вискозиметра Rheotest 2.1 и спектрофотометра Specord UV VIS были собраны установки цифровой регистрации данных, позволяющие реализовать новую для приборов функцию - запись зависимостей показаний от времени.

В третьей главе экспериментально исследованы свойства промысловых водонефтяных эмульсий в статических условиях. Впервые для исследования внутренней структуры водонефтяных эмульсий был использован метод избыточных функций, хорошо разработанный для бинарных растворов. Суть метода заключается в оценке величины отклонения параметра от значения, рассчитанного по аддитивному правилу. В качестве такого параметра была выбрана относительная избыточная плотность эмульсии рI, вычисляемая для каждого водосодер-жания ф по измеренным плотности эмульсии рз, плотности нефти ри и плотности водной фазы рв:

где р™ = pH(l-cp)+pBcp - плотность идеальной бинарной смеси невзаимодействующих компонентов, подчиняющаяся правилу аддитивности. Метод избыточных функций был реализован при анализе экспериментальных зависимостей плотности от водосодержания и температуры для эмульсий актанышских нефтей. Данные лабораторных измерений плотности всех водонефтяных эмульсий при всех температурах (от +5 до +50°С) показали наличие аномалии плотности (отличных от нуля значений р,) в одном и том же универсальном диапазоне водосо-держаний ср от 0,3 до 0,58. Анализ полученных данных показал наличие определенных корреляционных связей максимальных значений pf с содержанием асфальтенов в нефти (R2=0,55 - «заметная» связь по шкале Чедцока). При некотором критическом содержании асфальтенов ~50 г/л значения тах[р^] меняют знак. Анализ недавних исследований агрегирования асфальтенов показал, что проявление на зависимостях плотности «критического содержания асфальтенов» ~50 г/л может быть связано со ступенеобразным изменением размеров коллоидных частиц асфальтенов - от наноразмерных до микроразмерных. Зависимости р, от температуры для всех образцов имели отчетливые экстремумы (максимумы или минимумы) в одном и том же достаточно узком диапазоне температур от -26 до ~34°С, который можно отождествить с некоторой температурой фазового превращения (ТФП) нефтяных фаз исследованных эмульсий. По литературным данным, эта температура ~28-30°С универсальна для всех нефтей и при этой температуре в нефтях происходят фазовые превращения с участием смол асфальтенов и парафинов, сопровождающиеся изменениями размеров коллоидных частиц в нефти. Произведенные оценки коэффициента объемного (термического) расширения водонефтяных эмульсий ß выявили, что при ТФП р изменяется ступенеобразно в интервале, ограниченном значениями, близкими к ß чистой воды и чистой нефти.

Для оценки структурного состояния водонефтяных эмульсий по зависимостям р': от ср и температуры, была разработана методика построения топологических диаграмм избыточной плотности (аналогов фазовых диаграмм модельных эмульсий). Форма полученных топологических диаграмм напоминала поведение хорошо изученных модельных эмульсий в условиях формирования биконтинуальных структур. Для прямого выявления таких структур были проведены дополнительные визуальные наблюдения водонефтяных эмульсий.

При визуальном анализе образца эмульсии с водосодержанием 0,55 наблюдалась внешняя неоднородность образца: тонкие тёмные слои флокулированой концентрированной эмульсии - «геля капель» с внутренним водосодержанием, близким к 0,74 - перемежались более светлыми слоями обратной В/Н эмульсии с относительно меньшим со-

держанием не флокулировавших капель воды - разбавленной «дисперсии капель». Пробы плёнок «геля капель» были отобраны из исследованного образца и изучены под микроскопом (рис. 1, а). Характерной особенностью «геля капель» из плёнки является бимодальное распределение капель воды по размерам с двумя хорошо разделёнными популяциями капель (рис. 1, б).

Рисунок 1 - Микроанализ плёнки «геля капель», формирующей макроскопическую биконтинуальную структуру в водонефтяных эмульсиях (коробковская нефть): а - микрофотография, длина белого отрезка 100 мкм; б - распределение капель воды по размерам.

Рис. 1, а показывает, что слои мелких капель окружают большие капли воды, очевидно, оказывая на последние стабилизирующее воздействие. Стерическая (пространственная) стабилизация крупных капель воды в нефти мелкими коллоидными частицами известна и описывается моделью т.н. эмульсии Пикеринга. Однако, в имеющихся научно-технических публикациях никогда ранее не обсуждался механизм стабилизации промысловых водонефтяных эмульсий по схеме эмульсий Пикеринга с мелкими каплями воды в качестве стабилизирующих частиц.

Визуальный анализ позволил сделать вывод о том, что аномалии избыточной плотности р^ при ф от 0,30 до 0,58 являются результатом формирования в водонефтяных эмульсиях особых плотных структурных образований («геля капель»).

Для количественной оценки отличий состава нефти в «геле капель» и в «дисперсии капель» водонефтяной эмульсии были проведены дополнительные исследования плотности, показателя преломления и оптических спектров поглощения непрерывных нефтяных субфаз, выделенных из участков эмульсии с этими состояниями дисперсной фазы. В результате, было выявлено фракционирование тяжелых компонентов нефти в уплотненные структуры «геля капель». Кроме того,

был впервые экспериментально обнаружен эффект избирательного связывания металлов (ванадия) в субфазе нефти из межфазных слоев, обеспечивающих стабилизацию и флокуляцию капель воды.

По результатам дополнительных исследований, осуществленных разнообразными экспериментальными методами (визуальные наблюдения, микросъемка, гранулометрический анализ), впервые выявлены характерные структуры дисперсной фазы промысловых водонефтяных эмульсий.

По-видимому, промысловые водонефтяные эмульсии никогда не представляют собой классические дисперсии индивидуальных капель. Свойства и сильно разбавленных эмульсий определяют компактные кластеры флоккулировавших капель воды. По существу, подобные эмульсии представляют собой «дисперсии кластеров» (А на рис. 2). При увеличении водосо-держания происходит флокуляция кластеров капель: формируются агрегаты компактных кластеров (Б). Перколяция таких агрегатов приводит к образованию разветвленных участков вязкоупругого «геля кластеров», пронизывающих объем эмульсии. С формированием «геля кластеров» эмульсии начинают характеризоваться отличными от нуля предельными напряжениями сдвига. Дальнейшее увеличение водосодержания создает условия для «стеклования» (плотной упаковки) в участках «геля кластеров» (В). При «стекловании» кластеров происходит изменение характера связей между каплями воды — связи капель между кластерами и внутри кластеров становятся одинаковыми. В результате, кластеры теряют свою индивидуальность и базовыми элементами дисперсной фазы становятся отдельные капли, т.е. пространственную сеть, заполняющую объем эмульсии, теперь образуют плотноупакованные объемы, структуру которых можно охарактеризовать как «гель капель» (Г). Рост и объединение отдельных участков «геля капель» с увеличением водосодержания обеспечивает условия для «стеклования» капель при запол-

Рисунок 2 - Схематические изображения микроскопических структур дисперсной фазы.

нении всего объема эмульсии плотноупакованными структурами дисперсной фазы (Д, Е, Ж).

(р=0,172 <р=0,263 ф=0,357

Рисунок 3 - Слева - микрофотография структур, образуемых каплями воды в эмульсиях на основе коробковской нефти: наблюдается завершение формирования фазы «геля капель» при водосодержании эмульсии, превышающем срстк=0,3. Справа - характеристики распределений капель воды по размерам, зависимости от водосо-держания: о - среднечисленного (среднеарифметического) диаметра; б — полной площади поверхности капель; в - индекса полидисперсности.

Водосодержание <р

По данным гранулометрического анализа (см. зависимости гранулометрических характеристик на рис. 3, справа) и результатам визуальных наблюдений экспериментально установлены характерные значения водосодержания (пороги), соответствующие возникновению описанных выше структур. Как показали дальнейшие исследования, эти значения являются общими для широкого разнообразия промысловых водонефтяных эмульсий, независимо от их географического и геологического происхождения и конкретных особенностей технологии добычи:

а) фпк=0,18 - порог «перколяции кластеров», при котором прекращает существование дисперсия независимых компактных кластеров и начинает формироваться структура «геля кластеров»;

б) фстк=0,3 - порог «стеклования кластеров», при котором кластеры теряют индивидуальность и базовыми элементами дисперсной фа-

зы становятся отдельные капли воды, т.е. возникают разветвленные участки «геля капель» (см. микрофотографии последовательных стадий формирования «геля капель» на рис. 3, слева);

в) срст=0,58 - порог «стеклования капель» («glass transition», «caging effect»), при котором «гель капель» заполняет весь объем эмульсии и движение отдельных частиц в «геле капель» ограничивается «клетками» («cages») из ближайших соседей;

г) фппу=0,64 порог формирования произвольной плотной упаковки в «геле капель»;

д) фпгу=0,74 - порог максимальной плотной упаковки в системе монодисперсных сферических частиц, формирование «геля капель» с более высокими водосодержаниями возможно только за счет резкого возрастания полидисперсности капель воды и их деформирования.

В четвертой главе описаны реологические исследования водо-нефтяных эмульсий в т.н. «кратковременном» режиме (при измерении кривых течения с небольшим интервалом между соседними скоростями сдвига). Реологические измерения проводили на образцах эмульсий коробковской нефти с водосодержаниями от 0,04 до 0,825. В экспериментах все образцы сохраняли обратный тип (вода-в-нефти), что было подтверждено методом «разбавления фаз».

Рисунок 4 - Кривые течения водонефтяных эмульсий коробковской нефти с широким диапазоном водосодержаний (указаны рядом с кривыми). Слева - измерения на вискозиметре ВгоокЁеЫ. Справа — измерения на вискозиметре Rheotest.

Кривые течения изученных эмульсий г(^) (рис. 4) имеют три хорошо различимых участка: в двойных логарифмических координатах кривые линейны при малых (а) и высоких (в) скоростях сдвига у, два линейных участка разделяет «плато» - участок стабилизации напряжения сдвига т (б):

а) Участок низких скоростей сдвига. Из рис. 5 (данные для 0,5 Па) видно, что экспериментальные результаты для промысловых эмульсий значительно расходятся с предсказаниями теоретических моделей «дисперсий капель», в которых эффекты флокуляции не учитываются, например, модели Муни, которую считают хорошо применимой и при высоких водосодержаниях:

где т] — динамический коэффициент вязкости эмульсии, rjo — динамический коэффициент вязкости нефти, фтах - объемная доля дисперсной фазы, соответствующая максимально достижимой упаковке частиц в данной системе. Анализ данных показал, что в разбавленных эмульсиях расхождения с моделью «дисперсии капель» обусловлены эффективной флокуляцией капель воды в плотноупакованные (близкие к пределу српгу=0,74) кластеры. При водосодержаниях ср>фпк=0,18 эти расхождения обусловлены формированием в эмульсиях еще более сложных структур дисперсной фазы - «геля кластеров» и «геля капель». Как показал анализ литературных данных по реологическим характеристикам большого числа эмульсий различного географического и геологического происхождения, формирование упомянутых внутренних структур, по-видимому, присуще подавляющему большинству промысловых водонефтяных эмульсий.

б) Участок плато. Участок т~сопв1 появляется на кривых течения промысловых водонефтяных эмульсий при ф>фпк=0,18 и свидетельст-

(2)

I-

О 0,2 0,4 0,6 0,8 Водосодержание ф

Рисунок 5 - Зависимости относительной вязкости исследованных ВОДОНефтЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ Г)отн от водосодержания при низких скоростях сдвига (т=0,5 Па, не разрушенные структуры капель в эмульсии) и при высоких скоростях сдвига (т=45 Па, разрушенная структура эмульсии). Сплошной гладкой линией показана аппроксимация данных измерений по модели Муни для дисперсий индивидуальных капель воды.

вует о формировании гелевых структур, для которых в потоке характерны процессы пластического течения и разрушения. Напряжение сдвига трг, необходимое для начала разрушения гелевых структур, возрастает линейно с увеличением ф в интервале от фпк=0,18 до фпгу=0,74, что свидетельствует о подобии локальных механических характеристик «пластичных» гелей в эмульсиях с этими водосодержа-ниями.

в) Участок высоких скоростей сдвига. Зависимости вязкости эмульсий от водосодержания при этих условиях хорошо согласуются с моделями «дисперсий капель», что свидетельствует о полном разрушении как кластеров капель, так и «пластичных» гелевых структур в потоке (см. рис. 5, данные для 45 Па). Процессы разрушения «пластичных» гелей при т>трг во всех эмульсиях имеют общие черты и на графике в координатах «нормализованная вязкость» т^норм - «избыточное напряжение сдвига» ти все экспериментальные данные формируют

Рисунок 6 - Зависимости Пнорм(ти) в интервале ф от фпк=0,18 до фпгу=0,74 . Точки и значки - экспериментальные данные для эмульсий с различным водосодержанием; сплошная линия - универсальная аппроксимация по модели Эллиса.

Как было установлено, единое описание всего массива экспериментальных данных на рис. 6 может быть получено с использованием степенной модели Эллиса (сплошная кривая на рис. 6,112=0,954):

Л „орм = ~ 7 : \о-1 ' ®

где т]норм~Л^Пньют., т„=т-тРГ, а тс=1,74 и а=1,51 - параметры модели. Выявленная универсальность разрушения структур дисперсной фазы является дополнительным подтверждением подобия локальных механических характеристик «пластичных» гелей.

Существенные отклонения экспериментальных данных на рис. 5

единую последовательность (см. рис. 6).

о.

I 1,00

о 0,75

¡£

о;

аз 0,50

аз

о 0,25

ГО

5 0

О-

■ Модель

Эллиса

О 25 50 75

Избыточное напряжение сдвига ти

от модельных предсказаний при ф«фпгу=0,74 были интерпретированы, как результат «пластично-хрупкого перехода» в сплошном «геле капель». Установлено, что механизмы экспериментально наблюдавшегося «пластично-хрупкого перехода» в промысловых В/Н эмульсиях имеют определенное сходство с механизмами хрупкого разрушения твердых тел. Специфика эмульсий проявляется в существовании критического объемного содержания дисперсной фазы («0,7-0,74), при котором, в результате ограничений предела плотной упаковки, возникает деформация капель. Существующая при высокой полидисперсности (см. рис. 3) популяция крупных капель способствует развитию в потоке (уже при приложении незначительных сдвиговых нагрузок) неодно-родностей, имеющих вид удлиненных «трещин» и напоминающих особенности, наблюдаемые при разрушении хрупких твердотельных материалов. На этих «трещинах» происходит коагуляция крупных капель с образованием удлиненных прожилок свободной воды.

Полученные данные позволили также по-новому интерпретировать распространенные представления об обязательном осуществлении инверсии фаз в промысловых эмульсиях. Основным обоснованием этих представлений является интерпретация экспериментальных определений «точки инверсии» путем измерений зависимостей вязкости эмульсии т] от содержания воды. «Точку инверсии» отождествляют с моментом достижения максимума г) и началом постепенного снижения измеряемой вязкости (рис. 7, а). Однако, по литературным данным, при проведении подобных исследований для не обработанных ПАВ эмульсий контроль типа эмульсии прямыми методами отсутствует, а в обработанных ПАВ эмульсиях вязкость в подтверждаемой точке инверсии испытывает резкий «срыв», с трудом фиксируемый измерительным прибором (рис. 7, б).

с 2 103

з: о 102

5 10 -

-а

СП Ч

со

\ °

Предполагаемая

точка инверсии

Ж 2-Ю4

10«

6 в/н

н/в

0,2 0,4 0,6 0,8 Объемная доля воды в эмульсии <р

0,2

0,6

Объемная доля воды в эмульсии ср

Рисунок 7 - Экспериментальные зависимости динамического коэффициента вязкости водонефтяных эмульсий от водосодержания (по литературным данным): а - пример ошибочного определения точки инверсии в необработанных В/Н эмульсиях (контроль типа эмульсии отсутствовал), б - резкий срыв вязкости при инверсии в В/Н эмульсии, обработанной ПАВ.

Описанные в данной диссертации экспериментальные исследования свойств широкого разнообразия водонефтяных эмульсий с водо-содержанием до 0,85 также не выявили осуществления инверсии фаз. Было установлено, что причиной наблюдаемых максимумов вязкости, ошибочно связывавшихся с инверсией фаз, является осуществление «пластично-хрупкого перехода» в промысловых В/Н эмульсиях. В результате, в «хрупких» высококонцентрированных эмульсиях появляются неоднородности потока - возникают наполненные свободной водой протяженные «трещины», играющие роль «смазочных агентов», обуславливающих измеряемое снижение вязкости. Отметим, что в зарубежной литературе возникновение подобных макроскопических не-однородностей потока принято называть «вихревым расслаиванием» (рис. 8, в).

Результаты прямых визуальных наблюдений «хрупкого растрескивания» эмульсий в описанных выше реологических экспериментах представлены на рис. 8, а (цилиндрическая ячейка Куэтта). На рис. 8, б проиллюстрировано «растрескивание» потока эмульсии в геометрии «конус-плита» (результаты исследователей Уфимского филиала ООО «ЮганскНИПИнефть»). В обоих случаях отчетливо наблюдается формирование цепочек крупных капель и их объединение в макроскопические прослойки, вытянутые вдоль направления сдвига.

Рисунок 8 - Возникновение неоднородностей потока в результате осуществления «пластично-хрупкого перехода» в промысловых В/Н эмульсиях: о - эмульсия на шпинделе цилиндрической ячейки вискозиметра Rheotest после измерений кривой течения; б - эмульсия в зазоре адаптера «конус-плита» в процессе вращения; в - упрощенная схема «вихревого расслаивания» потока.

В пятой главе исследовано влияние времени на реологические характеристики промысловых водонефтяных эмульсий.

Показано, что проявления тиксотропии при достаточно высоких скоростях сдвига обусловлены разрушением пластичных гелей при сохранении однородности потока (см. рис. 6) и возникновением «вихревого расслаивания» потока для «хрупких» гелей (см. рис. 8).

Установлено, что эффекты реопексии промысловых водонефтя-ных эмульсий в реологических исследованиях ограниченной продолжительности обусловлены закономерным «радиальным расслаиванием» потока при малых скоростях сдвига. В потоке возникают коаксиальные цилиндрические слои (рис. 9, б): 1) текущий «жидкообразный» слой, прилегающий к вращающейся стенке, в котором напряжение и скорость сдвига соответствуют условиям начала разрушения гелевых структур трг и ус; 2) практически покоящийся «твердообразный слой» с не разрушенными гелевыми структурами. Если в кратковременном эксперименте увеличивать задаваемую в вискозиметре скорость сдвига, то растет лишь толщина «жидкообразного» слоя, а «твердообразный» слой, по-прежнему, остается в состоянии покоя. В результате, для сред, проявляющих реальный предел текучести при сохранении однородности (жирная кривая на рис. 9, а), в измерениях ограниченной продолжительности наблюдается как бы ньютоновское поведение при малых скоростях сдвига - т = г|у (пустые кружки на рис. 9, а - наши измерения через каждые 0,5 мин; закрашенные кружки — измерения через каждые 3 мин). Регистрация подобных «ньютоновских» зависимостей может привести к ошибкам в интерпретации результатов измерений - к ложным выводам об отсутствии предела текучести.

Рисунок 9 - а - Проявление реопексии кривых течения в экспериментах ограниченной продолжительности. Жирная линия - кривая течения по модели Гершеля-Балкли для однородной среды; тонкие линии - кривые течения по модели Папанастасиу с параметром времени т, равным: (1) - 4,9 с, (2) - 7,3 с, (3) - 20 с, (4) - 50 с. б - Схема «радиального расслаивания».

Показано, что влияние конечного времени эксперимента на величину отклонений измеряемых кривых течения от «реальных» зависимостей для однородной среды может быть описано моделью Папана-стасиу (тонкие кривые 1-4 на рис. 9, а):

т=то[1 - ехр(-ту)] + т^гб 7 п (4)

где т - параметр быстроты установления однородного потока, имеющий размерность времени и связанный с продолжительностью эксперимента.

По результатам проведенных исследований впервые построены «диаграммы состояний потока» (рис. 10, 11), наглядно описывающие условия существования как микроскопических, так и макроскопических структур в водонефтяных эмульсиях, подвергаемых сдвигу. Можно надеяться, что полученные результаты позволят обеспечить более полное понимание источников проблем, возникающих при осуществлении технологических операций с природными водонефтяными эмульсиями, а также позволят избежать некоторых ошибок при интерпретации результатов стандартных лабораторных исследований.

Однородный поток / В. P.

1 i / Her ПОТОКИ Нет потока

Уp.p. i

1 г 3 i 4 5

Водосодержание <р

Рисунок 10 - Диаграмма состояния потока в координатах т-ср. Точки — экспериментальные значения хрг. P.P. - «радиальное расслаивание» потока; В.Р. — «вихревое расслаивание» потока. 1-5 -различные структурные состояния эмульсий в статических условиях — от «дисперсии кластеров» до «хрупкого геля капель».

Водосодержание (р

Рисунок 11 - Диаграмма состояний потока в координатах у-ср. Точки - экспериментальные значения ус. P.P. - «радиальное расслаивание» потока; В.Р. - «вихревое расслаивание» потока; П.Т. -пластическое течение «твердооб-разных» структур.

В шестой главе приведен анализ доступных из литературы про-

мысловых данных. Сделан вывод о влиянии внутренних структур во-донефтяных эмульсий, выявленных в настоящей работе, на фактические дебиты скважин и на различные показатели работы скважинного насосного оборудования.

В качестве примера, на рис. 12 показана обобщенная тенденция влияния обводненности эмульсий на среднюю наработку насосных штанг до отказа, полученная путем сглаживания массива промысловых данных НГДУ «Южарланнефть». Видно, что эмульсии со структурой «дисперсии кластеров» обеспечивают наибольшую продолжительность безаварийной работы. При добыче эмульсий со структурой «геля кластеров» наработка штанг резко снижается. Наихудшие условия эксплуатации УСШН наблюдаются при добыче эмульсий с внутренней структурой сплошного пластичного «геля капель», характеризуемых максимальными значениями вязкости и динамического напряжения сдвига. Наблюдаемое же при более высоких обводненностях увеличение периода безаварийной работы УСШН становится возможным отождествить с осуществлением «пластично-хрупкого перехода» (см. раздел 4.6), в результате которого в «хрупких» высококонцентрированных эмульсиях начинают возникать наполненные свободной водой протяженные «трещины», играющие роль смазочных агентов, обуславливающих снижение механических напряжений в УСШН.

Рисунок 12 - Очевидная связь средней наработки штанг УСШН до отказа с изменениями структур дисперсной фазы в добываемых на скважинах НГДУ

«Южарланнефть» водо-нефтяных эмульсиях.

Водосодержание ср

Таким образом, имеющиеся промысловые данные демонстрируют явную связь показателей работы скважинного насосного оборудования с выявленными в настоящей диссертации особенностями внутренних структур добываемых водонефтяных эмульсий. Обнаружение подобной связи уже может иметь непосредственное практическое значение для повышения эффективности эксплуатации обводненных скважин, для

прогнозирования нагрузок на оборудование, проектирования новых установок глубиннонасосной добычи, повышения информативности статистического анализа работы оборудования. В то же время, установление конкретных механизмов влияния внутренних структур эмульсии на показатели работы УСШН требует осуществления дальнейших исследований с учетом особенностей нефтедобычи на данном месторождении.

Основные выводы

1. Впервые, с помощью разнообразных экспериментальных методов -денситометрии, микроанализа, оптической спектроскопии, рефрактометрии, вискозиметрии - экспериментально установлены характерные микроскопические структуры дисперсной фазы промысловых водонеф-тяных эмульсий:

1) «дисперсия кластеров» - структура, в которой базовыми элементами дисперсной фазы являются независимые плотноупако-ванные кластеры капель воды;

2) «гель кластеров» - структура, в которой базовые элементы -кластеры флокулируют в протяженные цепочки и разветвленные агрегаты;

3) «гель капель» - плотноупакованная структура, в которой базовыми элементами дисперсной фазы являются отдельные капли.

2. Экспериментально установлены значения водосодержаний (порогов), соответствующих изменению микроскопических структур дисперсной фазы и наблюдаемых свойств водонефтяных эмульсий:

а) <рпк=0,18 - порог «перколяции кластеров», при котором прекращает существование «дисперсия кластеров» и формируется связанная структура «геля кластеров», эмульсия приобретает вязкопластичные свойства;

б) фстк=0,3 - порог «стеклования кластеров», связанный с началом формирования структур «геля капель»;

в) фст=0,58 - порог «стеклования капель», при котором «гель капель» заполняет весь объем эмульсии;

г) фппу=0,64 порог произвольной плотной упаковки капель в «геле капель», при котором наблюдается максимальная полидисперсность эмульсии;

д) фпгу=0,74 - порог максимальной плотной упаковки капель, при котором «гель капель» приобретает «хрупкие» свойства.

3. Экспериментально доказано, что существующие представления об обязательном осуществлении инверсии фаз в промысловых водонефтяных эмульсиях основаны на ошибочной интерпретации зависимостей вязкости от водосодержания, не учитывающей выявленные изменения микроскопических структур дисперсной фазы.

4. Экспериментально установлено возникновение макроскопических неоднородностей в потоке водонефтяных эмульсий - «вихревого расслаивания» и «радиального расслаивания». По результатам исследований, впервые построены «диаграммы состояний потока», описывающие условия существования как микроскопических, так и макроскопических структур в промысловых водонефтяных эмульсиях. Обнаружено, что «радиальное расслаивание» может служить причиной ошибочных выводов об отсутствии предела текучести у промысловых водонефтяных эмульсий с небольшими водосодержаниями.

5. Выявлено влияние микроскопических и макроскопических структур промысловых водонефтяных эмульсий на фактические дебиты скважин и различные показатели работы скважинного насосного оборудования.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений: Монография. -М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ», 2007. - 228 с.

2. Evdokimov I.N., Losev А.Р. Thixotropy in Native Petroleum Emulsions // Journal of Dispersion Science and Technology. - 2011. - Vol. 32. - Iss. 8. - P. 1206-1212.

3. Евдокимов И.H., Лосев А.П. Экспериментальные доказательства отсутствия инверсии в промысловых водонефтяных эмульсиях // Бурение и нефть. -2010,- №5. -С. 26-27.

4. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Проблема инверсии в промысловых водонефтяных эмульсиях // Бурение и нефть. - 2010. - №3. - С. 16-17.

5. Евдокимов H.H., Лосев А.П. Нефтяные нанотехнологии - преодоление стереотипов // Нефтяное хозяйство. — 2008. - №8. — С. 78-81.

6. Evdokimov I.N., Efimov Ya.O., Losev A.P., Novikov M.A. Morphological Transformations of Native Petroleum Emulsions. I. Viscosity Studies // Lang-muir. - 2008. - Vol. 24. - №14. - P. 7124-7131.

7. Evdokimov I.N., Losev A.P. On the Nature of UV/Vis Absorption Spectra of Asphaltenes // Petroleum Science and Technology. - 2007. - Vol. 25. - № 1-2. -P. 55-66.

8. Evdokimov I.N., Losev A.P. Effects of molecular deaggregation on refractive indices of petroleum-based fluids // Fuel. - 2007. - Vol. 86. - № 15. - P. 24392445.

9. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Применение УФ-видимой абсорбционной спектроскопии для описания природных нефтей // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». Уфа, 2007. [http:// www, ogbus.ru/ authors/ Evdokimov/Evdokimov_l.pdf]

10. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Новиков MA Особенности внутренней структуры природных водонефтяных эмульсий // Бурение и нефть. - 2007. -

№4.-С. 20-21.

11. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Особенности анализа ассоциативных углеводородных сред. Применимость рефрактометрических методов // Химия и технология топлив и масел. - 2007. - № 2. - С. 38-41.

12. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Реабилитация спектрофотометров Specord UV VIS в практике лабораторных исследований // Бурение и нефть. - 2006.

12.-С. 38-39.

13. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. О причине распространенных ошибок определения точки инверсии промысловых водонефтяных эмульсий // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. 8-я научно-техническая конференция. Тезисы докладов. Часть 1. Секции 1-4. -М.: Издательский центр РГУ нефти и газа, 2010. - С. 103-104.

14. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю., Лосев А.П., Новиков MA SPE 102060. Перспективные нефтегазовые нанотехнологии для разработки месторождений // Доклады Российской нефтегазовой технической конференции и выставки «Мир технологий для уникальных ресурсов» 3-6 октября 2006, Крокус Экспо. - М.: Society of Petroleum Engineers, 2006. -1 опт. компакт-диск.

15. Лосев А.П. Обнаружение неколлоидных асфальтенов // Тезисы докладов 59-й межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ -2005». Секция «Разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - С. 4.

16. Лосев А.П. Влияние образования молекулярных наноа1регатов на надёжность хемометрии газоконденсатов и продуктов их переработки // Тезисы докладов Шестой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России ((Новые технологии в газовой промышленности» 27-30 сентября 2005 г. Секция 5 «Современные проблемы переработки газа и газоконденсата». - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - С. 28.

17. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю., Лосев А.П. Молекулярные нанотехнологии разработки месторождений углеводородного сырья // Материалы международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» ИПНГ РАН. - М.: Изд. ПК ГЕОС, 2004. - С. 214-216.

18. Аллахвердиева Д.Т., Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю., Лосев А.П., Матве-енкова О.С. Исследование молекулярных механизмов сгрушурной устойчивости углеводородных эмульсий // Отчёт о научно-исследовательской работе по гранту 206.03.01.051 Министерства образования РФ по программе «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», подпрограмма «Топливо и энергетика», раздел «Поиск, добыча, переработка и трубопроводный транспорт нефти и газа». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 45 с.

Соискатель

Лосев А.П.

Заказ № 10-а/09/2011 Подписано в печать 01.09.2011 Тираж 100 экз. Усл. п.л. 1,2

^Г^. 000 "Цифровичок", тел. (495) 649-83-30

(П^www.cfr.ru; е-таИ:info@cfr.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лосев, Александр Павлович

Введение.

Глава 1 Актуальные проблемы промысловой практики, связанные с водонефтяными эмульсиями.

1.1 Проблемы, связанные с образованием водонефтяных эмульсий при добыче природных нефтей

1.2 Проблемы, связанные со специальными способами применения водонефтяных эмульсий в нефтедобыче

1.3 Современные сведения о свойствах промысловых водонефтяных эмульсий.

Глава 2 Объекты и методы исследований.

2.1 Объекты исследований.

2.1.1 Нефтяные и водные фазы эмульсий.

2.1.2 Эмульсии на основе природных нефтей.

2.2 Методики приготовления водонефтяных эмульсий .,

2.2.1 Методика приготовления эмульсий на основе нефтей Актанышского месторождения.

2.2.2 Методика приготовления эмульсий на основе нефти Ромашкинского месторождения.

2.2.3 Методика приготовления эмульсий на основе нефти Коробковского месторождения.

2.3 Методы исследований.

2.3.1 Определение типа эмульсий.

2.3.2 Определение плотности пикнометрическим методом

2.3.3 Определение гранулометрического состава эмульсий методом оптической микроскопии.

2.3.4 Определение реологических параметров на ротационных вискозиметрах.

2.3.5 Определение характеристик поглощения света методом оптической спектрофотометрии.

2.3.6 Измерения показателя преломления нефтей и водонефтяных эмульсий.

Глава 3 Экспериментальные исследования свойств водонефтяных эмульсий в статических условиях.

3.1 Экспериментальные исследования аномалий плотности водонефтяных эмульсий.

3.1.1 Экспериментальные зависимости плотности эмульсий от водосодерзкания и температуры.

3.1.2 Корреляции относительной избыточной плотности эмульсий со свойствами нефтяной и водной фаз.

3.1.3 Влияние водосодерзкания на относительную избыточную плотность эмульсий

3.1.4 Влияние темпер атуры на относительную избыточную плотность эмульсий.

3.1.5 Зависимости коэффициента объемного расширения водонефтяных эмульсий от водосодерзкания и температуры

3.1.6 Фазовые диаграммы водонефтяных эмульсий.

3.1.7 Прямые наблюдения особенностей структуры водонефтяных эмульсий в условиях проявления аномалий плотности.

3.1.8 Возможная роль высокомолекулярных компонентов нефти в формировании плотных структур дисперсной фазы эмульсий

3.1.9 Экспериментальное подтверждение фракционирования нефти при образовании водонефтяных эмульсий.

3.2 Характеристики гранулометрического состава водонефтяных эмульсий.

3.2.1 Экспериментальные распределения капель воды по размерам.

3.2.2 Гранулометрические параметры распределения капель по размерам.

3.2.3 Прямые наблюдения структурных состояний дисперсной фазы обратных водонефтяных эмульсий.

3.2.4 Вероятный механизм флокуляции дисперсной фазы промысловых водонефтяных эмульсий.

Глава 4 Экспериментальные исследования реологических параметров водонефтяных эмульсий.

4.1 Экспериментальные кривые течения В/Н эмульсий коробковской нефти

4.2 Анализ кривых течения в диапазоне низких скоростей сдвига

4.3 Анализ кривых течения в диапазонах плато и высоких скоростей сдвига 139 4.4. Обобщение результатов реологических исследований промысловых водонефтяных эмульсий

4.4.1 Особенности трех характерных участков кривых течения. а) Участок низких скоростей сдвига. б) Участок плато. в) Участок высоких скоростей сдвига.

4.4.2 Универсальность механизмов пластического разрушения структур «геля капель» в потоке.

4.5 Очевидные источники ошибочности распространенных выводов об осуществлении инверсии фаз в промысловых водонефтяных эмульсиях.

4.6 Возможные механизмы «пластично-хрупкого перехода» в высококонцентрированных эмульсиях.

Глава 5 Исследования влияния времени на реологические параметры водонефтяных эмульсий.

5.1 Гистерезис кривых течения и эволюция внутренних структур водонефтяных эмульсий.

5.2 Влияние водосодержания на площадь петли гистерезиса.

5.3 Тиксотропия и реопексия промысловых водонефтяных эмульсий.

5.4. Диаграммы состояния потока промысловых водонефтяных эмульсий.

Глава 6 Влияние внутренних структур промысловых водонефтяных эмульсий на показатели работы скважинного насосного оборудования.

6.1 Влияние внутренних структур промысловых водонефтяных эмульсий на текущий дебит скважин и продолжительность безаварийной работы насосного оборудования на Киенгопском месторождении.

6.2 Влияние внутренних структур промысловых водонефтяных эмульсий на текущий дебит скважин, производительность УСШН и продолжительность безаварийной работы насосного оборудования на Ар ланском месторождении.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Установление структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий"

Большинство нефтяных месторождений России находятся на поздней стадии эксплуатации и характеризуются высокой обводненностью скважинной. продукции. Поскольку заводнение пластов остается основным методом разработки месторождений, добыча высокообводненной нефти будет длиться еще долгие годы. В лифтовых колоннах труб фонтанных скважин, в погружных насосных установках, в элементах арматуры на устье скважины поток добываемой продукции интенсивно перемешивается, что приводит к возникновению водонефтяных (В/Н) эмульсий. Основные проблемы, связанные с образованием водонефтяных эмульсий, обусловлены их высокой вязкостью и стабильностью. Увеличение вязкости-добываемой продукции негативно сказывается на режимах работы погружных насосов, наземных перекачивающих агрегатов. Образование эмульсий в насосно-компрессорных трубах и наземных трубопроводах служит причиной пульсаций давления и выхода из строя оборудования.

Возможность предотвращения эмульгирования нефти в процессе добычи практически отсутствует, поэтому исследования свойств' промысловых водонефтяных эмульсий всегда актуальны. Несмотря на важность вопроса и достаточно большое число публикаций, посвященных исследованиям свойств эмульсий, лишь в некоторых источниках содержатся сведения о свойствах «природных» добываемых эмульсий, образующихся в элементах скважины и погружного насосного оборудования. В большинстве же случаев свойства добываемых промысловых водонефтяных эмульсий остаются «за кадром» и исследователи сразу переходят к определению свойств эмульсий после их обработки поверхностно-активными веществами

ПАВ) или физическими полями. Ввиду практического отсутствия экспериментальных сведений, выводы о свойствах и поведении не обработанных добываемых эмульсий делают по аналогии с упрощенными модельными системами.

Актуальность исследования добываемых водонефтяных эмульсий1 с каждым годом возрастает также и в связи с освоением труднодоступных, регионов суши и глубоких морей. Системы сбора, продукции- таких» труднодоступных месторождений, как правило, предусматривают транспорт неподготовленной обводненной нефти. Поведение обводненной продукции не поддается^ надежному описанию, поэтому экспериментальные исследования добываемых эмульсий являются единственным средством для прогнозирования свойств таких систем.

Цель работы

Основные задачи

1. Анализ опыта исследования структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий.

Научная новизна работы

1. Впервые предложено использовать метод избыточных функций' для анализа свойств промысловых водонефтяных эмульсий. Способ построения топографических диаграмм избыточных функций впервые использован для исследования структуры промысловых водонефтяных эмульсий.

2. Для объяснения механизма флокуляции капель воды в. промысловых водонефтяных эмульсиях предложен механизм «вьггеснительной флокуляции».

3. Экспериментально выявлены характерные структуры капель воды в промысловых водонефтяных эмульсиях и соответствующие им диапазоны водосодержаний.

4. Впервые экспериментально установлено осуществление «пластично-хрупкого перехода» в высококонцентрированных водонефтяных эмульсиях и предложен механизм« возникновения подобного перехода.

5. Экспериментально доказано отсутствие обязательной инверсии фаз, обусловленной увеличением водосодержания, в промысловых водонефтяных эмульсиях, не обработанных ПАВ.

6. Показано, что наблюдаемые эффекты тиксотропии и реопексии водонефтяных эмульсий связаны с возникновением макроскопических неоднородностей потока типа «вихревого расслаивания» и «радиального расслаивания».

Практическая значимость исследования и реализация работы

3. Обнаруженные эффекты тиксотропии и реопексии могут быть учтены в расчетах пусковых нагрузок СШНУ.

5. Разработанные методы анализа промысловых водонефтяных эмульсий и схемы автоматизации измерительных приборов доступны, просты и могут быть применены в промысловых условиях.

Полученные в кандидатской! диссертационной работе результаты были использованы в работе Службы сервисных, услуг и Центра физико-химических исследований ООО «ПетроИнжиниринг» (Акт от 24 августа 2010 г.). Материалы работы используются в учебном процессе кафедры физики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Справка о внедрении результатов исследования в учебный процесс от 29 декабря 2010 г.).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на всероссийских и международных конференциях:

• «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». 8-я научно-техническая конференция. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010 г.;

• 59-я межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и газ - 2005». Москва, РГУ нефти ш газа? имени И.М. Губкина, 2005 г. (получены III премия конференции и грант МТЭА им. Н.К. Байбакова);

• Шестая всероссийская конференция'молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой, промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005 г. (получена III премия конференции);

Полученные в работе результаты докладывались также на научных семинарах кафедры физики РГУ нефти и газа имени ИЛИ. Губкина.

Публикации по полученным в работе результатам вошли в состав «Комплекса исследовательских работ и публикаций по созданию научной базы для перспективных нанотехнологий добычи, транспорта и хранения нефтегазового сырья», представленных ректором РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина на соискание Общественной премии имени Н.К. Байбакова Международной топливно-энергетической ассоциации. Премия им. Н.К. Байбакова была присуждена автору диссертации совместно с другими исследователями кафедры физики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 27 декабря 2007 г. с формулировкой «За большие достижения в решении проблем устойчивого развития энергетики и общества».

Публикации

Работа выполнена на кафедре физики Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автор считает своим долгом выразить благодарность и глубокую признательность научному руководителю, профессору кафедры физики Евдокимову И.Н., идеи которого легли в основу диссертации, за научное руководство, за постоянную помощь и внимание при подготовке диссертационной работы. Также автор благодарен коллективу кафедры физики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина за помощь в организации экспериментов, особенно доц. Елисееву Н.Ю., проф. Нагаеву В.В., завкафедрой проф. Черноуцану А.И., проф. Сюняеву Р.З., зав.лабораторией Матвеенковой О.С., Новикову М.А., Ефимову Я.О. Соискатель признателен проф. Леонову Е.Г., проф. Палий А.О. и проф. Плешанову П.Г. за консультации в ходе работы и при подготовке рукописи.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лосев, Александр Павлович

Основные результаты и выводы, полученные в данной диссертации при экспериментальном изучении структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий, могут быть сформулированы следующим образом:

1. Впервые, с помощью разнообразных экспериментальных методов — денсиметрии, микроанализа, математической статистики, оптической абсорбционной спектроскопии, рефрактометрии, вискозиметрии — экспериментально установлены характерные микроскопические структуры дисперсной фазы промысловых водонефтяных эмульсий:

1) «дисперсия кластеров» — структура, в которой базовыми элементами дисперсной фазы являются независимые плот-ноупакованные кластеры капель воды;

2) «гель кластеров» — структура, в которой базовые элементы — кластеры флокулируют в протяженные цепочки и разветвленные агрегаты;

3) «гель капель» — плотноупакованная структура, в которой базовыми элементами дисперсной фазы являются отдельные капли.

2. Экспериментально установлены значения водосодержаний (порогов), соответствующие изменению микроскопических структур дисперсной фазы и наблюдаемых свойств водонефтяных эмульсий: а) фпк=0,18 — порог «перколяции кластеров», при котором прекращает существование «дисперсия кластеров» и формируется связанная структура «геля кластеров», эмульсия приобретает вязкопластичные свойства; б) фстк=0,3 — порог «стеклования кластеров», связанный с началом формирования структур «геля капель»; в) срст=0,58 — порог «стеклования капель», при котором «гель капель» заполняет весь объем эмульсии; г) фппу=0;64 порог произвольной.плотной упаковки;капель в «геле капель», при котором наблюдается максимальная полидисперсность эмульсии; д) фпгу=0,74 — порог максимальной плотной упаковки капель, при котором^ «гель капель» приобретает «хрупкие»4 свойства.

3. Экспериментально/ доказано, что существующие представления об'обязательном^ осуществлении инверсии фаз в промысловых во-донефтяных эмульсиях основаны на ошибочной* интерпретации- зависимостей вязкости от. водосодержания, не учитывающей выявленные , изменениямикроскопических структур дисперсной фазы.

4е. Экспериментально установлено возникновение макроскопических неоднородностеш в* потоке водонефтяных эмульсий — «вихревого расслаивания» «радиального расслаивания». По результатам исследований, впервые построены «диаграммы состояний потока», описывающие условия существования как микроскопических, так и макроскопических структур, в промысловых водонефтяных эмульсиях. Обнаружено, что" «радиальное расслаивание» может служить причиной ошибочных; выводов об отсутствии предела текучести у промысловых водонефтяных эмульсий.

5. Выявлено влияние микроскопических и макроскопических структур промысловых водонефтяных эмульсий на фактические деби-ты скважин и различные показатели работы скважинного насосного оборудования.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лосев, Александр Павлович, Москва

1. Гуреев А.А., Абызгильдин А.Ю., Капустин В.М., Зацепин В.В. Разделение водонефтяных эмульсий. — М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 95 с.

2. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. — М.: Химия, 1967. — 200 с.

3. Mechanism of the Formation of a Mousse // Petroleum Association of Japan, Oil Spill Response & Industry Support Dept. (PAS-OSR). Материал доступен на странице http:// www. pes. gr. jp/ doc/ EMousse/ text. htm.

4. Нестерова М.П. Методы борьбы с нефтяным загрязнением мирового океана // Вестник РАН. 1984. - №10. - С. 39-46.

5. Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. — М.: Недра, 1991. — 224 с.

6. Ахметов А.Т., Телин А.Г., Мавлетов М.В., Здольник С.Е. Новые принципы применения обратных водонефтяных эмульсий в потокоотклоняющих технологиях и глушении скважин // Нефтегазовое дело. 2005. - Т. 3. - С. 119-126.

7. Монсон Л.Т.Г Химическое разрушение нефтяных эмульсий // 2-й Мировой нефтяной конгресс. Париж. — 1937. — Июнь 14—19. С. 38.

8. Binks В.Р. (Ed.) Modern aspects of emulsion science. Cambridge: Royal Society of Chemistry, 1998. - 430 p.

9. Ши Г.Б. Нефтяные эмульсии и методы борьбы с ними. — М.-Л.: Гостоптехиздат, 1946. — 144 с.

10. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. — М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 398 с.

11. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и-воды. — М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. 319 с.

12. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. — М.: Физматгиз, 1959. 700 с.

13. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. — М.: Недра, 1974. 272 с.

14. Муратова И.Д. Исследование физико-химических свойств нефтяных эмульсий на пути их движения от устья обводнённых скважин // Нефтепромысловое дело. — 1965. №5. — С. 22-24.

15. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной .продукции нефтяных месторождений. — М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. — 320 с.

16. Беляков В.Л. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1992. - 204 с.

17. Mooney М. The viscosity of a concentrated suspension of spherical particles //J. Colloid Sei. 1951. №6. Pp. 162-170.

18. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982. - 221 с.

19. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. -М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.

20. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. -Отандартинформ, 2006. — 12 с.

21. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Новиков М.А. Особенности внутренней? структуры природных водонефтяных эмульсий // Бурение и нефть. 2007. - №4: - С. 20-21.

22. Evdokimov I.N., Efimov Y.O., Losev А.Р., Novikov M.A. Morphological Transformations of Native Petroleum Emulsions. I. Viscosity Studies // bangmuir 2008. - V. 24. - №14. - P. 7124-7131.

23. Требин Г.Ф., Чарыгин H.B., Обухова T.Hi Нефти месторождений Советского Союза. — Ml: Недра, 19741 — 422 е.

24. ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические" условия. — М.: Стандартинформ, 2007. — 11 с.

25. Ахметов А., Телин А., Корнилов А*. Дисперсионные и реологические характеристики обратных водонефтяных эмульсий на основед нефтей Приобского и Мамонтовского месторождений. // Научно-технический вестник ЮКОС. 2004. - № 9.' - С*. 43-50.

26. Urdahl O., Sjoblom J. Water-in-crude oil emulsions from the Norwegian Continental Shelf. A stabilization and destabilization study // J. Dispers. Sci. Technol. 1995. - 16. - P. 557-574.

27. Messenger J.U. Emulsion Control Using Electrical Stability Potential // Journal of Petroleum Technology. V. 17. - Nb 10. - October 1965. - P. 1229-1231,

28. ГОСТ 22524-77 Пикнометры стеклянные. Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1985. — 22 с.39; Gouette Ml Etudes sur le frottement des liquids // Annales de Chimie et de Physique. 1890. - V. 6. - P. 433-510.

29. Sjoblom J. Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology. -York: Marcel Dekker, 20011.

30. Кусаков M;M. Методы определения физико-химических характеристик нефтяных продуктов:. — Ml—Л:: ОНТИ НКТП СССР, 1936. 744 с.

31. Борисенко Л.В; Промывочные жидкости и промывка скважин. — Ml: МИНХиРШим; ИХМ Щбкина,Л981. .-88<с.

32. Евдокимов И.Н., Лосев А.ПС Реабилитация? спектрофотометров Specord TJV VIS в практике лабораторных исследований // Бурение и нефть 20061 — №1:21 — 01 38—391

33. Бранд Дж., Эглинтон: Р. Применение спектроскопии: в> органической химии. М.: Мир, 1967. - 280 с. .

34. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Особенности анализа ассоциативных: углеводородных сред. Применимость рефрактометрических, методов // Химия и технология топлив и масел. — 2007. — №21 — С. 38-41.

35. Aveyardi Rt,. BinEs? BlPl, Clint J-HL Emulsions: stabilized" solely by colloidal:particles // Advances in Colloid, and Interface Sciences- 20031 — VolL 100-102: Pi 503-5461

36. Nadler Ml, Mewes: Dt Flow induced^ emulsifLcation in^the flow of two? immiscible liquids in horizontal pipes II International Journal of Multiphase Flow. 1997. - V. 23. - No. 1. - P. 55-68.

37. Charles M., Gavier G.W., Hodgson G.W. The Horizontal Pipeline Flow of Equal Density Oil-Water Mixtures // The Canadian Journal of Chemical Engineering. 1961. - V. 39. - PI 27-36;

38. Evdokimov I.N., Eliseev N.Yu., Eliseev D.Yu. Effect of asphaltenes on the thermal properties of emulsions encountered in oil recovery operations

39. Fuel. 2004. - V. 83. - Iss. 7-8. - P. 897-903.

40. Oddie G., Shi H., Durlofsky L.J., Aziz K., Pfeffer В., Holmes J.A. Experimental study of two and three phase flows in large diameter inclined pipes // International Journal of Multiphase Flow. 2003. - V. 29. - Iss. 4. - P. 527-558.

41. Lake L.W. Enhanced oil recovery. New Jersey: Prentice Hall, 1989. — 550 p.

42. Nelson R.C., Pope G.A. Phase Relationships in Chemical Flooding // Society of Petroleum Engineers Journal: October 1978. - No. 18. - P. 325-338.

43. Djuve J., Yang X., Fjellanger I.J.,, Sjoblom J., Pelizzetti E. Chemical Destabilization of Crude Oil Based Emulsions and Asphaltene Stabilized Emulsions // Colloid and Polymer Science. 2001. - V. 279. - No. 3. - P. 232-239.

44. Пригожин И.Р. Молекулярная теория растворов. — М:: Металлургия, 1990. — 359 с.

45. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. - 144 с.

46. Фомин Ю.Д. Фазовая диаграмма системы «коллапсирующих» твердых сфер: Канд. дисс. — Троицк: Институт физики высоких давлений им. Л.Ф. Верещагина РАН, 2009. — 169 с.

47. Berli C.L.A., Quemada D., Parker A. Gel transition of depletion flocculated emulsions // Colloids and Surfaces, A. — 2003. Vol. 215. P. 201-204.

48. Ершов Э.Б. Распространение коэффициента детерминации на общий случай линейной регрессии, оцениваемой с помощью различных версий метода наименьших квадратов, // Экономика и математические методы. 2002. - Т. 38. - №3. - С. 107-120.

49. Спирин А.А., Вашина О.Э. (Ред.) Общая теория статистики: Статистическая методология в изучении коммерческой деятельности — М.: Финансы и статистика, 1999. 439 с.

50. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Особенности вязкого течения жидких сред со смолисто-асфальтеновыми веществами // Химия и технология топлив и масел. — 1999. № 6. — С. 32-34.

51. Evdokimov I.N., Eliseev D.Yu., Eliseev N.Yu. Rheological evidence of structural phase transitions in asphaltene-containing petroleum fluids // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2001. — V. 30. - Iss.3-4. - P.199-211.

52. Arirachakaran S.K.D., Oglesby M.S., Malinovsky M.S., Shoham O., Brill J.P. An Analysis of Oil-Water Flow Phenomena in Horizontal Pipes // SPE paper 18836. 1989. - P. 155-167.

53. National Engineering Laboratory, Viscosity of Oil/Water Mixtures. Project MSDC59, Report No. 263/97. 1998.

54. Shah D.O., Schechter U.S. (Eds.) Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding. New York: Academic Press, 1977. - 578 p.

55. Smith D.H. (Ed.) Surfactant-Based Mobility Control: Progress in Miscible-Flood Enhanced Oil Recovery. Washington D.C.: American Chemical Society, 1988. - 449 p.

56. Бабак В.Г. Эмульсии-гели, или двужидкостные пены. Получение, свойства, применение // Материалы Общемосковского семинара Научного Совета по ВМС РАН «Новейшие достижения в области науки о полимерах». Заседание 16. М.: ИЗНОС РАН, 2001. - 38 с.

57. Gelbart W.M., Ben-Shaul A. The "New" Science of "Complex Fluids" // Journal of Physical Chemistry. 1996. - V. 100. - Iss. 13. - P. 1316913189.

58. Lissant K.J. The geometry of high-internal-phase-ration emulsions // Journal of Colloid and Interface Science. 1966. - 22. - P. 462-468.

59. Sonneville-Aubrun O., Bergeron V., Gulik-Krzywicki T., Jonsson B., Wennerstrom H., Lindner P., Cabane B. Surfactant Films in Biliquid Foams // Langmuir. 2000. - 16. - P. 1566-1579.

60. Kralchevsky P.A., Danov K.D., Denkov N.D. Chemical Physics of Colloidal Systems and Interfaces. Part 7 in: Birdi K.S. (Ed.) Handbook of Surface and Colloid Chemistry. New York: CRC Press, 2009. - P. 197378.

61. Cates M.E., Clegg P.S. Bijels: a new class of soft materials // Soft Matter. 2008. - No. 4. - P. 2132 - 2138.

62. Tareen J., Kutty T. A basic course in crystallography. Huderguda: Universities Press (India) Limited, 2001. - 207 p.

63. Anseth J.W., Bialek A., Hill R.M., Fuller G.G. Interfacial Rheology of Graft-Type Polymeric Siloxane Surfactants // Langmuir. 2003. - V. 19. -Iss. 16. - P. 6349-6356.

64. Ashby N.R., Binks B.P. Pickering emulsions stabilized by Laponite clay particles // Physical Chemistry Chemical Physics. 2000. - V. 2. — P. 5640-5646.

65. Dinsmore A.D., Hsu M.F., Nikolaides M.G., Marquez M., Bausch A.R., Weitz D.A. Colloidosomes: Selectively permeable capsules composed of colloidal Particles // Science. 2002. - V. 298. - P. 1006-1009.

66. Mao Z., Xu H., Wang D. Molecular Mimetic Self-Assembly of Colloidal Particles //Advanced Functional Materials. 2010. - V. 20. - Iss. 7. - P. 1053-1074.

67. The University of Warwick, Centre for Interfaces and Materials. Материал доступен по адресу: http://www2.warwick.ac.uk /fac /sci /chemistry /cim /research /bon /topics/.:

68. Швец В.И., Каплун A.IE, Краснопольский Ю.М., Степанов A.E:, Чехонин-В.П. От липосом семидесятых-к панобиотехнологии XXI века // Российские нанотехнологии. 2008. - Т. 3. - № 11-12. - С. 52-66.

69. АИ M.F., Alqam М.Н. The role of asphaltenes, resins and, other-solids in the stabilization- of Water-in-Oil" Emulsions and its effects on oil1 production in Saudi oil fields»// Fuel: 2002. - V. 79: - No. 11. - P. 13091316.

70. Khadim M.A., Sarbar M.A. Role of asphaltene and resin in oil-field emulsions // Journal*-of1 Petroleum Science and1 Engineering. 1999. - V. 23.-No. 3:-P: 213-221.

71. Bouhadda Y., Bendedouch D., Sheu E., Krallafa A. Some preliminary, results on a physicochemical characterization of a* Hassi Messaoud petroleum asphaltene // Energy&Fuels. 2000. - V. 14: - Iss. 4\ - P. 845853.

72. Fort R.T., Moore W.R. Viscosities of binary liquid mixtures // Transactions of the Faraday Society. 1966. - V. 62. - P. 1112-1119.

73. Speight J.G. Journal of Petroleum Science and.Engineering 1999 k22 3

74. Uranga O.G. Rheological properties of bitumen modified1 with polyethylene and polyethylene based blends. 2002. Материал доступен по адресу: http://www.rheofuture.de/papers2002/190902es01.pdfj".

75. Buckley J.S., Wang J. Crude oil and asphaltene characterization for prediction of wetting alteration // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2002. - Vol. 33. - P. 195-202.

76. Taylor S.D., Czarnecki J., Masliyah J. Refractive index measurements of diluted bitumen solutions // Fuel. 2001. - Vol. 80. - 2013-2018.

77. Smith R.C., Baker K.S. Optical properties of the clearest natural waters (200-800 nm) //Applied Optics. 1981. - Vol; 20. - P.177-184.

78. Crombie A., Halfold F., Hashem M., McNeil R., Thomas E.C., Melbourne G., Mullins O.C. Innovations in wireline: fluid sampling // Oilfield-Review. — 1998; No; 10;,- P; 26-41.

79. Gawiys K.L. How Asphaltenes Aggregate: Role of Chemistry and Solvent: PhD thesis. — Raleigh N.C.: North; Carolina State University, 2005. 437 p. ' v

80. Doukkali A., Saoiabi A., Zrineli A., Hamad M., Ferhat M.,.Barbe J.M., Guilard R. Separation and identification of petroporphyrins extracted' from the oil shales of Tarfaya: geocliemical study // Fuel; 2001. — Vol; 81.-P. 467-472. . , .'' ' . i '

81. Method // Oil & Gas Science and Technology. 2008. - Vol. 63. - P. 139149.

82. Semple K.M., Cyr N.,. Fedorak P.M., Westlake D.W.S. Characterization of asphaltenes from' Cold Lake heavy oil: variations in chemical structure- and composition with molecular« size // Canadian Journal of Chemistry. 1990. - Vol. 68. - Pi 1092-1099.

83. Mason T.G., Graves S.M., Wilking, J.N., LimM.Y. Effective • structure factor of osmotically deformed- nanoemulsions // Journal of. Physical Chemistry B. 2006. - Vol. 110. - P." 22097-22102.

84. Неппер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами. — Mi: Мир, 1986. 487 с.

85. Wilking J:N., Graves S.M., Chang C.B., Meleson-K, bin M.Y., Mason-T.G. Dense- Cluster Formation! during. Aggregation and5 Gelation* of Attractive Slippery Nanoemulsion Droplets // Physical Review Letters. — 2006: V. 96. - No. 1. - PRL. 015601-4.

86. Opлoвaf T.A. Биотехнологические принципы производства функциональных молочных продуктов ^применением полисахаридов: Докт.дисс. Ставрополь: ФГОУ ВПО «Ставропольский государственный аграрный университет», 2009. — 276 с.

87. Ветошкин А.Г. Процессьг инженерной- защиты окружающей среды. Пенза: Изд-во Пензенского государственного- университета^ 2004. - 325 с.

88. Ali M.F., Alqam M.H. The role of asphaltenes, resins and other solids ihi thei stabilizations of;'water- in oil1 emulsions^ and! its; effects? on ¡oil productiondn Saudi oillfields// Fuel! — 2000; Vol!, 791- P; 1309-1316;

89. Oil in the Sea III: Inputs, Fates, and Effects. Washington, DC: National Academies Press; 2003;.— 280 p;

90. Tanner R.I; Engineering Rheology. Oxford: Oxford University Press, 2000: - 559 p.llOK BibetteiJ:, MasoiBTIG., Gang Hi, WeitztDim, PouUmPr Structure of adhesive emulsions //Iiangmuir. -1993:.-No. 9; -P-3352-3356:.

91. Batchelor G.K. The effect of Brownian motion on the bulk stress in a suspension of spherical particles // Journal of Fluid Mechanics. 1977. — Vol: 83.-P. 97-117.

92. Prasad? V., Semwogerere D:, Weeks* E.Rt Con&cali microscopy/ of" colloids II Journaliof Physics: Condensed?Matter: 2007. - Volt 191--Not, 11.-113102. ,

93. Oliveira R.C.G., Goncalves M.A.L. Emulsion rheology theory vs. field; observation. In: Proc. Offshore Technology Conf. Houston, Texas, 2005: OTC Paper 17386.

94. Nour A.H., Yunus R.M. Stability investigation of water-in-crude oil Emulsion // Journal of Applied Sciences. 20061 - Vol. 6. - P. 2895-2900.• !

95. Berli C.L.A. Rheology and phase behavior of aggregating emulsions related to droplet-droplet interactions // Brazilian Journal of Chemical Engineering. 2007. - Vol. 24. - P. 203-210.

96. Roberts G.P., Barnes H.A., Carew P. Modelling the flow behavior of very shear-thinning liquids // Chemical Engineering Science: — 2001. — Vol. 56.-P. 5617-5623.

97. Уразаков K.P., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 303 с.

98. Alwadani M.S. Characterization and Rheology of Water-in-Oil Emulsion from Deep Water Fields. Master Thesis. Rice University. Houston TX. 2009. 121 p.

99. Brooks B.W., Richmond H.N. Dynamics of liquid-liquid phase inversion using non-ionic surfactants // Colloids and Surfaces. Vol. 58. Iss. 1-2. 16 September 1991. Pp.131-148. , •

100. Orr R. Phase Inversion in Heavy Crude Oil Production // Proceedings of Teknas Conference on Heavy Oil Technology for Offshore Applications. 14-15 May 2009, Stavanger, Norway.

101. Бикчентаева А.Г. Поверхностные явления и дисперсные системы. Уфа: УГНТУ, 1998. - 90 с.

102. Нотт Дж. Ф. Основы механики разрушения; М.: Металлургия, 1978. 256 с.

103. Vashishta P., Kalia R.K., Nakano A. Multimillion Atom'Simulations of Dynamics of Wing Cracks and Nanoscale Damage in Glass, and

104. Hypervelocity Impact Damage in Ceramics // Computer Physics Communications. 2007. - Vol. 177. - No. 1-2. - P. 202-205.

105. Mason T.G., Bibette J., Weitz D.A. Yielding and; Flow of Monodisperse Emulsions // Journal of Colloid and Interface Science: -1996. Vol'. 179. - No. 2. - P. 439-448.

106. Стебе М.-Ж., Бабак В.Г. Физико-химия* высококонцентрированных фторированных эмульсий // Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим: об-ва им. Д.И. Менделеева): 2008. - Т. 52. - № Г. - С. 67-74.

107. Bibette J., Morse D.C., Witten Т.A., Weitz D:A. Stability, criteria for emulsions // Physical'Review Letters. 1992. - Vol. 69! - P. 2439-2442.

108. Barnes H.A. Thixotropy a review // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. - 1997. - Vol. 70. - No. 1-2. - P. 1-33.

109. Chen Q., Yu W., Zhou C. Transient stresses and1 morphology of immiscible polymer blends under varying shear flow // Colloid Surface A.- 2008. Vol. 326. - No. 3. - P. 175-183. '

110. Dhont J.K.G., Briels W.J. Gradient and vorticity banding // Rheologieal Acta. 2008. - Vol. 47. - No. 3. - P. 257-281.

111. Coussot P., Nguyen Q.D., Huynh H.T., Bonn D. Avalanche behavior in yield stress fluids // Physical Review Letters. 2002. - Vol. 88. - No. 17. -175501.

112. Ragouilliaux A, Coussot P., Palermo T., Herzhaffc B. Modeling Aging and Yielding of Complex Fluids: Application to an Industrial Material // Oil & Gas Science and Technology. 2009. - Vol. 64. - No. 5. - P. 571-581.

113. Roussel N. A thixotropy model for fresh fluid concretes: Theory, validation and applications // Cement and Concrete Research. — 2006. — Vol. 36. No. 10. -P. 1797-1806.

114. Benito S., Bruneau C.-H., Colin T., Gay C., Molino F. An elasto-visco-plastic model for immortal foams or emulsions // The European Physical' Journal E. — 2008. Vol. 25. - No. 3. - P. 225-251.

115. Tiu C., Guo J., Uhlherr P.H.T. Yielding Behaviour of Viscoplastic Materials // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. — 2006. Vol. 12. - No. 5. - P. 653-662.

116. Mailer P.C.F., Mewis J., Bonn D. Yield stress and thixotropy: on the difficulty of measuring yield stresses in practice // Soft Matter. — 2006. — No. 2. -P. 274-283.

117. Ovarlez G., Bertrand F., Rodts S. Local determination of the constitutive law of a dense suspension of noncolloidal particles through magnetic resonance imaging // Journal of Rheology. 2006. - Vol. 50. - No. 3. - P. 259-292.

118. Moller P.C.F., Fall A, Bonn D. Origin of apparent viscosity in yield stress fluids below yielding // Europhysics Letters. 2009. - Vol. 87. - No. 3. - 38004.

119. Bécu L., Manneville S., Colin A Yielding and flow in adhesive and nonadhesive concentrated emulsions // Physical Review Letters. 2006. - No. 96. -138302.

120. Manneville S. Recent experimental probes of shear banding // Rheological Acta. 2008. - Vol. 47. - No. 3. - P. 301-318.

121. Divoux T., Tamarii D., Barentin C., Manneville S. Transient Shear Banding in a Simple Yield Stress Fluid. 2010. - arXiv:1003.0161vl cond-mat.soffc.

122. Coussot P., Tocquer L., Lanos C., Ovarlez G. Macroscopic vs. local rheology of yield stress fluids // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. 2009. - Vol.158.-No. 1-3.-P. 85-90.

123. Ovarlez G., Rodts S., Château X., Coussot P. Phenomenology and physical, origin of shear localization and shear banding in complex fluids // Rheological Acta. 2009. - Vol. 48. - No. 8. - P. 831-844.

124. Ragouilliaux A, Coussot P., Palermo T., Herzhaft B. Modeling Aging and Yielding of Complex Fluids: Application to an Industrial Material // Oil &Gas Science and Technology. 2009. - Vol. 64. - No. 5. - P. 571-581.

125. Papanastasiou AC., Macosko C.W., Scriven L.E. Analysis of lubricated squeezing flow // International Journal of Numerical Methods in Fluids. 1986. -Vol. 6. - No. 11. - P. 819-839.

126. Papanastasiou T.C. Flow of Materials with Yield // Journal of Rheology. -1987. Vol. 31. - No. 5. - P. 385-404.

127. Fielding S.M., Olmsted P.D: Flow phase diagrams for concentration-coupledshear banding//The European Physical Journal E.-2003.-Vol. 11.-No. l.-P.65.83.

128. Evdokimov I.N., Losev A.P. Thixotropy in Native Petroleum Emulsions // Journal of Dispersion Science and Technology. 2011. - Vol. 32. - Iss. 8. - P. 1206-1212.

129. Факс; +7 (495) 988-43-37 iitmv/wwu.tKtroiii nr. e-mail infaiioclroin.ru

130. УТВЕРЖДАЮ» Генеральный директоршшмт g.B.

131. Отчета «Отработка методики измерения реологических параметров промысловых дисперсных систем на ротационных вискозиметрах» (Москва, 15.07.2010,24 е.). ■

132. Методики проведения реологических исследований обратных нефтяных эмульсий.

133. Методики проведения гранулометрического анализа методом оптической микроскопии.

134. Экспериментальных данных по исследованию влияния различных структур дисперсной фазы на вязкость обратных нефтяных змульсий.

135. Практическое внедрение научных результатов работы, в ООО «ПетроИнжиниринг» осуществлялось Лосевым АЛ. под руководством заместителя генерального директора по технологии Ионенко A.B. в период работы по совместительству в должности научного консультанта.

136. Заместитель генерального директора по технологии Члены комиссии:1. Председатель комиссии:1. Главный специалист1. Ведущий инженер1. Инженер ЦФХИт

137. Федеральное агентство по образованию

138. Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования <

139. РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ и РАЗА имени И.М. Губкина

140. ОКПО 02066612 ОГРН 1027739073845' ИНН/КПП 7736093127/ 773601001

141. Утверждаю» Первый проректор по стратегическомуразвитшоНИУ1. М.А. 2010 г.1. СПРАВКАо внедрении результатов; • исследования в.учебнышпроцесс ;

142. Заведующий кафедрой физики,; к.ф;-м.н., проф.1. Черноуцан А.И.

Информация о работе