Вязкость - водонефтяная эмульсия
Cтраница 1
 |
Кинематика движения головки балансира ( У и колонны штанг. - 6. [1] |
Вязкость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, основными из которых являются соотношение веды и нефти, их физико-химические характеристики, дисперсность фаз, температура и др. Определенная часть перечисленных факторов изменяется по мере продвижения эмульсии к устью скважины. [2]
Вязкость водонефтяной эмульсии изменяется в довольно широком диапазоне в зависимости от вязкостных свойств самой нефти, соотношения нефти, воды и температуры. [3]
На вязкость водонефтяной эмульсии, так же как и на чистую нефть, существенное влияние оказывает изменение температуры. Так, например, при изменении температуры эмульсии Арланского месторождения от 0 до 50 С при содержании воды 10, 20 и 30 % вязкость уменьшается соответственно в 6, 12 и 20 раз. Кроме указанных особенностей продукции нефтяных скважин, большое значение для работы приборов и оборудования имеют форм. [4]
На вязкость водонефтяной эмульсии, так же как и на чистую нефть, существенное влияние оказывает изменение температуры. Так, например, при изменении температуры эмульсии Арланского месторождения от 0 до 50 С при содержании воды 10, 20 и 30 % вязкость уменьшается соответственно в 6, 12 и 20 раз. Кроме указанных особенностей продукции нефтяных скважин, большое значение для работы приборов и оборудования имеют формы ( структуры) газожидкостных потоков в нефтесборных сетях. [5]
 |
Данные об аварийных пусках УЭЦН. [6] |
Прогнозирование вязкости водонефтяных эмульсий представляет на сегодняшний день одну из самых сложных задач нефтепромысловой механики. Пластовая жидкость, перекачиваемая по промысловым трубопроводам, по своей структуре представляет собой многокомпонентный поток, в поперечном сечении которого в общей сложности могут присутствовать формы течения с различным содержанием каждого из фаз и типами эмульсий. [7]
Для снижения вязкости водонефтяной эмульсии Казанского нефтяного месторождения с целью одновременного воздействия на АСПО и вязкие эмульсии проводились опыты с использованием деэмульгаторов - реапона, прогалита, дисолвана 4490, се-парола, а также растворителей - кубовых остатков производства бутанола, толуольной фракции, нефраса 150 / 330 А. При этом в качестве начального условия принято, что химреагенты вместе с продукцией скважин из пласта не поступают. [8]
Влияние углево-дородных разбавителей на вязкость водонефтяных эмульсий Русского месторождения / / Нефтепромысловое дело. [9]
Влияние углеводородных разбавителей на вязкость водонефтяных эмульсий Русского месторождения / / Нефтепромысловое дело. [10]
Дальнейшее увеличение обводненности приводит к повышению вязкости водонефтяных эмульсий, что на некоторых месторождениях вызывает серьезные осложнения в системах сбора в связи с увеличением в них давлений перекачки. Этот период характеризуется также введением в эксплуатацию дополнительного оборудования для предварительного сброса воды и увеличением нагрузок на установки подготовки нефти. [11]
 |
Изменение температуры ( 1. [12] |
Учитывая то, что снижение температуры повышает вязкость водонефтяных эмульсий, были произведены замеры вязкости эмульсий, отобранных в точках замера температуры. Профили вязкости эмульсий представлены на рис. 3.6, что касается интервала трубопровода от скв. [13]
 |
Эффективность деэмульгатора при различных удельных расходах в пробе № 2. [14] |
Известно, что применение деэмульгаторов позволяет снизить вязкость водонефтяных эмульсий и уменьшить гидравлические потери в трубопроводе, разрушая при этом эмульсию. [15]
Страницы: 1 2 3