Вязкость неньютоновских нефтей

Неньютоновские (аномально-вязкие) нефти нефти, течение которых не подчиняется основному закону внутреннего трения Ньютона.

Зависимость эффективной вязкости неньютоновской нефти от напряжения сдвига или градиента скорости объясняется способностью асфальтенов образовывать в нефти ассоциаты молекул. Последние, взаимодействуя между собой, образуют пространственную структуру, обладающую упругими свойствами. Это характерно и для парафинистых нефтей при темпера турах, равных или ниже температуры насыщения нефти парафином Здесь в образовании структуры участвуют и кристаллы парафина Многочисленные эксперименты показали, что графи*: зависимости вязкости структурированной нефги от напряжения сдвига представляет собой S-образную кривую (рис. 14.1) и имеет следующие характерные особенности

1) при напряжениях сдвига, превышающих критическое напряжение сдвига предельного разрушения структуры ( г_т ), эффективная вязкость аномальной нефти снижается до наименьшего значения для предельно разрушенной структуры (ju„);

2) при напряжениях сдвига, меньших напряжения сдвига начала разрушения структуры ( т_г), эффективная вязкость остается постоянной и равной предельной вязкости практически не разрушенной структуры ( ),

3) переход от щ к ^ ггроисходит в небольшом интервале изменения напряжений сдвига.

Руководствуясь тем, что вязкость является одной из важных физических характеристик нефти, исследователями были предложены ряд формул, описывающих изменение вязкости неньютоновских систем от напряжения сдвига и градиента скорости. Однако попытки их использовать не дали результатов в силу больших погрешностей

Авторы работы /21/ предложили использовать эмпирические зависимости двух типов, расчеты которых достаточно хорошо совпадают с результатами экспериментов:

 

 

 

 

где

- наименьшая вязкость с предельно разрушенной структурой. Пас;

- наибольшая предельная вязкость практически не разрушенной структуры, Пас;

- текущее значение напряжения сдвига, Па;

 

г, - некоторое напряжение сдвига, соответствующее началу резкого убывания функции ц = fi_ г ) и связанное с началом сильного разрушения структуры, Па,

А и В - коэффициенты, характеризующие скорость разрушения структуры связей в системе.

Рассмотрим методику обработки результатов экспериментов с помощью выражения (14 1) и нахождения постоянных В и г„ на нижеследующем примере.

Задача 14.1 Определить вязкость неньютоновской пластовой нефти Сергеевского месторождения Башкортостана при фильтрации ее в песчаном образце при температуре 30°С и давлении 10 МПа по экспериментальным данным, приведенным в табл. 14 1.

 

Таблица 14 1

Напряжение сдвига r w: val=" 000000" /> < w: sz w: val=" 28" /> < w: sz-cs w: val=" 28" /> < w: lang w: fareast=" RU" /> < /w: rPr> < m: t> П„< /m: t> < /m: r> < /m: oMath> < /m: oMathPara> < /w: p> < w: sectPr wsp: rsidR=" 00000000" > < w: pgSz w: w=" 12240" w: h=" 15840" /> < w: pgMar w: top=" 1134" w: right=" 850" w: bottom=" 1134" w: left=" 1701" w: header=" 720" w: footer=" 720" w: gutter=" 0" /> < w: cols w: space=" 720" /> < /w: sectPr> < /w: body> < /w: wordDocument> "> ·10-3 Па	Вязкость нефти r w: val=" 000000" /> < w: sz w: val=" 28" /> < w: sz-cs w: val=" 28" /> < w: lang w: fareast=" RU" /> < /w: rPr> < m: t> Ој< /m: t> < /m: r> < /m: oMath> < /m: oMathPara> < /w: p> < w: sectPr wsp: rsidR=" 00000000" > < w: pgSz w: w=" 12240" w: h=" 15840" /> < w: pgMar w: top=" 1134" w: right=" 850" w: bottom=" 1134" w: left=" 1701" w: header=" 720" w: footer=" 720" w: gutter=" 0" /> < w: cols w: space=" 720" /> < /w: sectPr> < /w: body> < /w: wordDocument> "> мПа·с
Вариант заданий
0, 85	1, 3	0, 8		56, 5	52, 5
1, 75	4, 2			55, 5
2, 9	8, 2	5, 5			51.8
3, 88		7, 5		49, 5
4, 80		9, 6			24, 8
4, 85				22, 5
5, 33	14, 2		4, 8	13, 8
11, 4	16, 5	15, 1	3, 8	12, 8	7, 3
19, 6	20.5		3, 8	12, 0	6, 1
22, 5			3, 8	12, 0	6, 1

 

Решение.

1) По экспериментальным данным строим зависимость вязкости от напряжения сдвига =f ( ) (рис. 14 1).

 

 

2) Находим вязкость нефти с неразрушенной и разрушенной структурами (по рис.14.1)

3) При = вычисляем эффективную вязкость но выражению:

 

 

По графику на рис. 10 1 находим г„ соответствующее вычисленной величине эффективной вязкости нефти:

 

= 4.0 10^-3 Па.

 

4). Для нахождения коэффициента В используем еще одну точку экспериментальной кривой, лежащей между г„ и т_т. Пусть г = 5- 10" ^J Па и ему соответствует значение (л = 6 мПа-с. Эти параметры подставляем в формулу (10.1) и вычисляем при известном г„ значение коэффициента

В = 3, 8 Па^-1.

Итак, расчетная эмпирическая формула имеет вид:

 

 

Результаты расчетов с использованием последней формулы приведены табл. 14.2.

 

Таблица 14.2

Напряжение сдвига r·10-3 Па	Вязкость μ мПа·с	Отклонение
	Эксперементальня	расчетная	Абсолютное мПа	Относительно %
0, 85		57, 5	-0, 50	-1
1, 75		57, 5	+0, 50	+1
2, 9		55, 8	-0, 20	-0, 35
3, 88			+12	+30, 8
4, 80			-2	-14, 3
4, 85		9, 2	+0, 2	+ 2, 2
5, 33	4, 25	3, 94	-0, 31	-7, 9
11, 4	3, 8	3, 8
9, 6		3, 8

 

Вывод: Сопоставление расчетных и экспериментальных значений вязкое™ нефти при различных напряжениях сдвига показало достаточно высокую сходимость результатов

 

Задача 14.2 Известно, что нефти в пористых средах на границе раздела нефть порода формируют гранично- связанную нефть, обладающую структурна механическими свойствами (CMC). Одновременно неньютоновские нефть образуют пространственную (объемную) структуру, которая также проявляет упругие свойства Причем толщина, механическая прочность гранично-связанной нефти и прочность объемной структуры зависят от минералогического и химического состава пород. Доказано, что в карбонатных коллекторах толщина, CMC гранично-связанной и объемной нефти выше по сравнению с песчаниками /25/. В связи с этим интересно установить: насколько прочность гранично-связанной нефти превышает прочность структуры объемной нефти, рассмотрев эту задачу применительно к карбонатному и песчаному коллектору.

Исходные данные: Имеются два образца породы карбонатный и песчаный, сквозь которые фильтруется неньютоновская нефть Игровского месторождения Башкортостана. Нефть содержит: асфальтенов - 2, 66% мае, смол - 11, 89% мае Фильтрация осуществляется при температуре 25°С и давлении ЮМПа.

Допустим, что проницаемость и пористость образцов пород одинаковы и составляют: k=0, 052 мкм², т=11, 8%. При этом в песчаном образце нефть образует тончайший слой гранично-связанной нефти, толщиной которого пренебрегаем, предполагая лишь существование объемной структурированной нефти. В то же время в карбонатном образуется и гранично-связанная и объёмная структурированная нефть. Гипотетическая схема нахождения нефти в сечении фиктивной поры песчаника и карбоната представлена на рис. 14.2 (а. б).

Решение. 1) Определим предельно-динамическое напряжение сдвига (ft) рассматриваемой нефти / 22 /.

а) для карбонатной породы:

 

где

- предельно-динамическое напряжение сдвига (ПДНС), мПа;

А - содержание асфальтенов, %мас;

С - содержание смол, %мас;

 

 

Рисунок 14, 2

 

R - радиус фиктивной поры,

г - радиус поры занятой нефтью с объемными структурными свойствами,

∆ h - толщина граничного елся с упрочненными свойствами,

 

2) Определяем градиент давления динамического сдвига для Игровскога месторождения:

а) для карбонатной породы / 22 /:

 

s w: val=" 28" /> < /w: rPr> < m: t> 1.596< /m: t> < /m: r> < /m: sup> < /m: sSup> < /m: den> < /m: f> < m: r> < w: rPr> < w: rFonts w: ascii=" Cambria Math" w: h-ansi=" Cambria Math" /> < wx: font wx: val=" Cambria Math" /> < w: i/> < w: color w: val=" 000000" /> < w: sz w: val=" 28" /> < w: sz-cs w: val=" 28" /> < /w: rPr> < m: t> в? ™8.9=3 РєРџР°/Рј< /m: t> < /m: r> < /m: oMath> < /m: oMathPara> < /w: p> < w: sectPr wsp: rsidR=" 00000000" > < w: pgSz w: w=" 12240" w: h=" 15840" /> < w: pgMar w: top=" 1134" w: right=" 850" w: bottom=" 1134" w: left=" 1701" w: header=" 720" w: footer=" 720" w: gutter=" 0" /> < w: cols w: space=" 720" /> < /w: sectPr> < /w: body> < /w: wordDocument> ">

 

где

к - проницаемость пористой среды, мкм²

 

б) для террнгеыной породы /21/:

 

 

3) По формуле Котяхова.Ф.И. определяем радиус фиктивных пор. Так как рассматриваемые поры согласно исходным данным равны, то равны их абсолютные радиусы:

 

 

4) Оценим объем единичной длины поры (V_R)

V_R = П·R²·L=3, 14·4, 35²·1 =59, 4 мкм³

 

5) По данным Мархасяна И.Л. / 25 / известно, что толщина граничного слоя изменяется в пределах от 0, 1 до 0, 8 мкм.Для нашего случая примем это значение равным ДА = 0, 4 мкм. Тогда объем единичной длины поры занятой нефтью с объемной структурой составит:

 

 

6) Объем единичной длины поры занятой гранично-связанной нефтью с упрочненной структурой.

 

 

7) Вычислим долевое соотношение в поре нефти с гранично-связанной и объемной структурами:

а) доля нефти с объёмной структурой (f_r):

 

6) доля гранично-саизаиной нефти {/ц, ):

Тогда с учётом долевого участия рассмотренных типов структур нефти можно записать:

 

 

где

Н_г - градиент динамического давления сдвиг (ГДДС) объемной структуры нефти:

 

Н_г = Н_ст = 0, 87 кПа/м,

 

- градиенг динамического давления сдвша гранично связанной нефти с упрочненной структурой, кПа/м

//, - интегральное значение ГДДС, определяется экспериментальным либо расчетным путём.

Отсюда

 

Н_g =H_go 3 кПа/м

 

8) Исходя из вышеизложенного ГДДС граничного слоя с упрочненной структурой для кар(юнатного образца составит:

 

 

Таким образом, структурно-механические свойства гранично - связаннойнефти в 4, 3 раза ( 13, 04/3) превышает аналогичные свойства объемной структурированной нефти в карбонатной породе и в «15раэ нефти в свободном объёме песчаника

 

Пользуясь подобными рассуждениями решить задачу для следующих вариантов исходных данных (табл. 14.3), проанализировав при этом как зависит прочность гранично-связанной нефти от ее состава и проницаемости породы.

Таблица 14 3

 

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
Пористость образца	0, 14	0, 18	0, 21	0, 24	0, 27
Проницаемость образца, мкм2	0, 045	0, 087	0, 124	0, 223	0, 380
Содержание, %мас. а) асфальтенов	2, 3	2, 47	3, 4	4, 3	3, 8
б) смол	8, 4	12, 6	15, 3	16, 7	12, 4
Толщина слоя гранично -связанной нефти, мкм	0, 4	0, 344	0, 52	0, 6	0, 47

 

⇐ Предыдущая45678910111213Следующая ⇒

Поделиться: