Добрый день.

Есть более 100 разновидностей как отечественных, так и зарубежных формул по расчету вязкости ГЖС с упором расчета именно на вязкости ВНЭ в первую очередь. Пока что, на мой взгляд, более-менее адекватная, учитывающая расширенный перечень факторов - это формула Воловодова-Иктисанова (вязкость нефти, скорость сдвига, обводненность, диаметр капель воды в эмульсии). Далее идут обычные уточнения, которые учитывают температуру, ГФ, давление и т.д., по которым идет, в основном, корректировка значений вязкости нефти, диаметра капель воды в внэ (режим эксплуатации гно) и скорости сдвига (в основном, акцент на вязкость нефти, т.к. за счет растворенного газа и температуры данный параметр сильно влияет от них, в свою очередь значение вязкости нефти существенно влияет на вязкость ВНЭ). Однако, если речь идет именно о водонефтяных эмульсиях, то здесь при прогнозировании вязкости с данными корреляциями обязательно нужно знать, при какой обводненности будет обрываться реологическая кривая, т.н. критическая обводненность (или ее еще принято называть "точка инверсии фаз"). В основном, ее принимают при 50% обводненности, что в корне не верно! Критическая обводненность (КО) может находиться при обводненности от 60 до 85% обводненности (есть аномалии, которые приводят КО до 90%).  Также существует ряд зарубежных корреляций, таких как - Yeh et al. (1964), Arirachakaran et al. (1989), Nadler & Mewes (1997), Decarre & Fabre (2002), Brauner & Ullmann (2002). В частности, последняя используется в ПО Pipesim. Могу заверить, что средние относительные погрешности первых пяти выходят за рамки приличия настолько, что лучше с ними вообще не иметь дело. Последняя же, хоть и дает относительно первых пяти лучше результаты, достигающие среднюю отн.погрешность до 22%, но используют такие параметры в формуле (причем данные параметры оказывают ключевое влияние на расчет), которые по факту не влияют на инверсию. Поэтому мы вывели свою корреляцию. По существу - если использовать данный подход, то можно более-менее адекватно прогнозировать вязкость ГЖС в ГНО. По своим месторождениям мы уже на 25% получили прирост по испытуемым скважинам высотомепературных пластов 90-93 град. (причем это там, где принято считать, что при таких температурах просто не существует высоковязких эмульсий), снизили в среднем на 8% обводненность продукции за счет того, что уронили давление приема до таких значений, которые позволили увеличить депрессию и затронуть в разработку слабодренированные ранее нефтяные целики. Это просто всего лишь определив потенциально осложненные скважины, подверженные влиянию внэ, и производя на прием насоса подачу дэ.

Напишите мне на почту ksfot.ru@gmail.com, направлю вам список источников литературы.