Дроздов Александр Сергеевич, аспирант кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Тюмень
Drozdov Alexander S., postgraduate student of the department “Development and Operation of Oil and Gas Fields”
Tyumen
Леонтьев Сергей Александрович, доктор технических наук, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Тюмень
Leontiev Sergey A., Doctor of Technical Sciences, Professor of the Department “Development and Operation of Oil and Gas Fields”
Tyumen
Введение. При проектировании трубопроводов и технологических установок подготовки пластовой продукции одним из основных, необходимых для расчетов, параметров является вязкость водонефтяной эмульсии. В данной работе была поставлена цель проверить работоспособность корреляционных зависимостей вязкости нефти и водонефтяных эмульсий от температуры и обводненности
Материалы и методы исследований. На практике не всегда представляется возможность экспериментально определить вязкость и физико-химические параметры перекачиваемых нефтей, а также получить эти значения при разных внешних условиях. В связи с этим различными авторами были предложены модели, определяющие динамическую вязкость безводной нефти и водонефтяной эмульсии.
Результаты исследований и их обсуждение. Модели, предложенные различными авторами, были рассортированы по областям применения и сравнивались между собой. Проводилось сравнение расчетных и экспериментальных данных, которые были получены при физическом моделировании вязкости различных водонефтяных эмульсий при изменении температуры. Проведен сравнительный анализ пригодности реологических моделей водонефтяных эмульсий для нефтей месторождений Восточной Сибири. В моделях, содержащих эмпирические коэффициенты, они были определены для различных нефтей и температур.
Выводы. В статье описаны и проверены 12 эмпирических зависимостей вязкости нефти, по каждой из которых сделан вывод о пригодности ее использования для нефтей Восточной Сибири. Предложено улучшение одной из моделей включением в нее температурной зависимости.
Introduction. When designing pipelines and technological installations for the preparation of reservoir products, one of the main parameters necessary for calculations is the viscosity of the oil-water emulsion. In this work, the goal was to test the operability of the correlation dependences of the viscosity of oil and oil-water emulsions on temperature and water content.
Materials and methods of research. In practice, it is not always possible to experimentally determine the viscosity and physico-chemical parameters of the pumped oils, as well as to obtain these values under different external conditions. In this regard, various authors have proposed models that determine the dynamic viscosity of anhydrous oil and an oil-water emulsion.
Results and Discussion. The models proposed by various authors were sorted by application areas and compared with each other. The calculated and experimental data obtained during the physical modeling of the viscosity of various oil-water emulsions with temperature changes were compared. A comparative analysis of the suitability of rheological models of water-oil emulsions for oil fields in Eastern Siberia has been carried out. In models containing empirical coefficients, they were determined for various oils and temperatures.
Conclusion. The article describes and verifies 12 empirical dependencies of oil viscosity, for each of which a conclusion is made about the suitability of its use for the oils of Eastern Siberia. It is proposed to improve one of the models by including a temperature dependence in it.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.