Образование водогазонефтяных эмульсий в механизированных скважинах и их разделение в поверхностных аппаратах



жүктеу 358.43 Kb.
Дата01.05.2016
өлшемі358.43 Kb.
түріАвтореферат
: avtoreferat
avtoreferat -> Боранбаева бақтылы сансызбайқызы ғұмар Қараштың өмірі мен қоғамдық саяси қызметі
avtoreferat -> Аббревиация в русской и немецкой политической терминологии как проблема перевода
avtoreferat -> Аббревиация в английской военной лексике
avtoreferat -> Хайдаров есқайрат ерболатұлы XX ғасырдың басындағы қазақ ұлттық-демократиялық жастар қозғалысы: тарих және тағылым
avtoreferat -> Әож 94(574. 1): 332 021(043) Қолжазба құқығында
avtoreferat -> Продуктивные качества бычков абердин-ангусской, чёрно-пёстрой пород и их помесей 06. 02. 10 частная зоотехния, технология производства продуктов животноводства
avtoreferat -> Сравнительная оценка роста, развития и мясной продуктивности бычков абердин-ангусской, симментальской пород и их помесей в условиях центрального черноземья 06. 02. 10 Частная зоотехния, технология производства продуктов животноводства
avtoreferat -> Разработка полимерных реагентов из растительных отходов для регенерации автомобильных моторных масел 25. 00. 36-«Геоэкология»
avtoreferat -> АҒабекова балжан нұртазақызы aғылшын және қазақ тілдеріндегі фразеологиялық теңеулердің ұлттық мәдени сипаты
avtoreferat -> Фитонимическое пространство в языковой картине мира: словообразовательный и мотивационный аспекты

УДК 622.276


На правах рукописи


АЛЬМУХАМЕТОВА ЭЛЬВИРА МАРАТОВНА

ОБРАЗОВАНИЕ ВОДОГАЗОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

В МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИНАХ

И ИХ РАЗДЕЛЕНИЕ В ПОВЕРХНОСТНЫХ АППАРАТАХ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук
Уфа 2010

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)




Научный руководитель

Официальные оппоненты:


Ведущая организация

– кандидат технических наук

Сагитов Дамир Камбирович


доктор технических наук

Голубев Михаил Викторович


– кандидат технических наук

Шаисламов Шамиль Гатуфович


– Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

(г. Уфа)


Защита диссертации состоится 19 августа 2010 г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 июля 2010 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Существующие методы изучения движения и структуры потока в скважинах с электроцентробежными насосами (ЭЦН) в системе «забой – насос – устье» носят больше опытно-экспериментальный и эмпирический характер. Поэтому отсутствие универсальных методик, учитывающих все возможные режимы работы скважин, не позволяет использовать существующие методики как основу для разработки мероприятий, повышающих эффективность эксплуатации скважин с ЭЦН. Кроме того, данные методики не всегда пригодны для определения оптимальных режимов работы и выявления необходимости проведения различного рода геолого-технических мероприятий (ГТМ) по скважинам, так как они недостаточно совершенны. Повышение же рентабельности эксплуатации скважин неразрывно связано с возможностью целенаправленно изменять свойства и структуру потока при различных физических свойствах флюидов и режимах работы скважин с ЭЦН с образованием тонкодисперсных эмульсий. В этом отношении исследование характера процессов, происходящих в призабойной зоне и стволе скважины, путем создания обобщенной математической модели с анализом влияния различных возмущающих воздействий на устойчивость эмульсий и оценкой снижения их устойчивости и отделения водной фазы в поверхностных аппаратах является актуальной задачей, стоящей перед нефтяной промышленностью сегодня.



Цель работы – повышение эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН путем создания обобщенной математической модели для уточнения механизма движения потока и образования водонефтяных смесей от «забоя до устья», определения устойчивости и отделения водной фазы из эмульсии в поверхностных аппаратах.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:



  1. Создание математической модели исследования свойств многофазного потока в стволе вертикальной скважины, оборудованной погружным электроцентробежным насосом.

  2. Исследование движения двухфазной и трехфазной жидкостей в стволе скважин при ламинарном и турбулентном режимах течения.

  3. Оценка вязкостных характеристик водонефтяных эмульсий на выкиде насоса и разработка рекомендаций по снижению устойчивости водонефтяных эмульсий и отделению воды в поверхностных аппаратах.

  4. Теоретическое исследование изменения концентрации деэмульгатора в зависимости от изменения в продукции скважин доли дисперсной фазы (воды) и дисперсионной среды (нефти) для оптимизации расхода и определения точки ввода деэмульгатора в поток.

Методы решения поставленных задач. Поставленные в диссертационной работе задачи решались путем теоретических исследований механизма образования структуры потока пластовых жидкостей в системе «забой – насос – устье», анализа и обобщения промыслового материала по эксплуатации скважин с электроцентробежными насосами, глубинных измерений давления на забойном участке и в стволе скважин, исследования устойчивости нефтяных эмульсий на устье скважин и в трубопроводах системы сбора и отделения воды.

Научная новизна

1. Создана математическая модель для изучения структуры многофазного потока в призабойной зоне и стволе скважин с электроцентробежными насосами. По результатам численного моделирования установлено, что при турбулентном режиме течения потока в призабойной зоне максимальное содержание нефти сосредоточено в области перфорационных отверстий, выше которой образуется устойчивая водонефтяная смесь, а ниже (зумпф) скапливается водная фаза.

2. Для случая маловязкой нефти выявлено проскальзывание водной фазы за счет увеличения относительных скоростей, а для вязкой нефти среднее значение содержания воды выравнивается, приближаясь к средней плотности фаз, причем образование водонефтяной эмульсии наблюдается уже в области перфорационной зоны, а динамическая структура потока устанавливается на некотором фиксированном расстоянии от перфорационных отверстий (около 30 … 40 м для задач, рассмотренных автором).

3. Численными исследованиями установлено, что несимметричное течение фаз устанавливается путем преимущественного распределения нефтяной фазы у стенок трубы. Чем выше турбулентность потока, тем выше содержание нефтяной фазы в пристенной области.

4. Отмечено увеличение дисперсности и устойчивости водонефтяной смеси на выкиде погружного насоса, снижение устойчивости которой отмечается в насосно-компрессорных трубах за счет ввода деэмульгатора, увеличения относительных скоростей фаз и выделения попутного газа, причем разделение на фазы в поверхностных разделительных аппаратах тем интенсивнее, чем раньше используется эффект путевой деэмульсации продукции скважин.

На защиту выносятся следующие положения:


  1. Методика изучения изменения свойств многофазного потока в призабойной зоне скважин с ЭЦН и насосно-компрессорных трубах.

  2. Методика исследования процесса массопереноса в стволе вертикальной скважины.

  3. Механизм движения трехфазной смеси с выкида ЭЦН до устья скважины с неразрушенной структурой эмульсии и разрушенной с подачей ПАВ и отделения водной фазы в промысловых аппаратах путем использования путевой деэмульсации в промысловых трубопроводах.

Практическая ценность результатов работы

  1. Разработаны технологии предупреждения образования тонкодисперсных структур водонефтяных эмульсий в скважинах с УЭЦН, основанные на изменении структуры эмульсии путем подачи ПАВ.

  2. Установлены основные виды осложнений в работе аппаратов путевого сброса воды, связанные с недостаточной разрушенностью нефтяных эмульсий в подводящих трубопроводах, при добыче, транспортировке и разделении водогазонефтяных эмульсий повышенной вязкости на отдельные фазы.

Достоверность результатов проведенных исследований

Обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций достигалась путем применения современных методов математического моделирования, численного исследования на ПЭВМ и сопоставления теоретических выводов с результатами фактических исследований на скважинах.



Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на:

- 34-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2007 г.);

- 35-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2008 г.);

- 36-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2009 г.);

- 2-ой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.).



Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе 3 в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.



Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 96 наименований. Работа изложена на 134 страницах машинописного текста, содержит 10 таблиц и 66 рисунков.


Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе изложены состояние изученности проблемы и постановка задачи исследования. Показано, что проблема считается достаточно изученной. Она широка освещена в работах А.А. Богданова, П.Д. Ляпкова, В.Р. Розанцева, Н.Н. Репина, И.М. Муравьева, И.Т. Мищенко, В.П. Игревского, З.А. Ростэ, Л.С. Каплана, Г.З. Ибрагимова, Н.И. Хисамутдинова и многих других. Исследования с пробами необводненной нефти с ЭЦН, проведенные П.Д. Ляпковым, показали, что при изменении газосодержания от 0,2 до 1,0 производительность насоса резко снижалась вплоть до срыва подачи. Впоследствии П.Д. Ляпковым было изучено влияние вязкости нефти и водонефтяной смеси на производительность насоса.

Указанные явления наиболее полно были изучены профессором


И.Т. Мищенко, который показал, что на технико-экономические показатели эксплуатации скважин с ЭЦН влияют вязкостные характеристики и состав откачиваемой нефти, пластовой воды и попутного газа. От забоя до устья скважины с ЭЦН идет образование эмульсионных структур на первом этапе в системе «забой – насос», на втором – собственно «насос» и на третьем – в подъемных трубах.

Согласно такой схеме, при подъеме насосами пластовой многофазной продукции также идет выделение газа в скважине на отметках, где давление по стволу ниже давления насыщения, с появлением относительных скоростей ввиду различия плотностей извлекаемой продукции.

Показано, что напор и подача насосных установок в связи с эмульгированием нефти снижаются.

Наблюдаемый во всех скважинах по стволу скачок плотности жидкости свидетельствует о существовании относительной скорости нефтяной фазы в водном столбе на забойном участке. Присутствие водной фазы в продукции скважин достаточно резко изменяет рабочие характеристики насоса в сравнении с работой на однородной жидкости.

Обобщение опыта эксплуатации скважин с ЭЦН на месторождениях Башкирии и Татарии показало, что на характеристику насоса в условиях скважин значительное влияние оказывают вид откачиваемой жидкости, соотношение фаз, вязкость фаз, газовая фаза. Несмотря на такие различия, исследователи по-разному объясняют причины изменения характеристик насосов, а также различные взгляды и толкования в отношении плотности жидкости в призабойной зоне пласта, наличия относительных скоростей фаз для двухфазной системы. Однако однозначного взгляда на механизм движения потока в ламинарном и турбулентном режимах движения фаз нет. Поэтому представляется необходимым уточнить механизм образования и движения водонефтяных смесей от «забоя до устья» и исследовать влияние водонефтяных эмульсий на характеристику насоса с целью повышения эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН путем создания усовершенствованной математической модели.

Во второй главе представлены результаты исследования структуры потока пластовых жидкостей на забойном участке ствола вертикальной скважины.

С целью определения влияния перфорационных отверстий на установление режима течения двухфазной жидкости в вертикальной скважине рассмотрен ряд модельных задач с различными условиями, описывающими возмущающие воздействия.

Отмечено, что существующие методики гидродинамических расчетов потоков флюидов в стволах скважин разрабатывались на основе экспериментальных исследований с ярко выраженным эмпирическим характером.

Отсутствие универсальных методик, учитывающих все возможные режимы работы скважин, не позволяет использовать существующие методики как основу для повышения эффективности эксплуатации существующих скважин. Кроме того, данные методики не пригодны для определения оптимальных режимов работы и необходимости проведения различного рода ГТМ по скважинам. Повышение же рентабельности эксплуатации скважин неразрывно связано с возможностью целенаправленно изменять свойства и структуру потока при различных физических свойствах флюидов, режимах работы скважин с ЭЦН с образованием тонкодисперсных эмульсий. В этом отношении исследование характера процессов, происходящих в стволе скважины, с анализом влияния различных возмущающих воздействий на устойчивость эмульсий и отделение водной фазы в поверхностных аппаратах является актуальной задачей.

Основу математической модели составляют уравнения концентраций (уравнение конвективно-диффузионного переноса), скорости (уравнение Навье-Стокса) и турбулентности (модель k-ε турбулентности – уравнения турбулентного переноса).

Уравнение Навье-Стокса:


,
, (1)

где источник ; скорость потока; – время;


P – давление в потоке; – коэффициент динамической вязкости; t – коэффициент турбулентной динамической вязкости (не зависит от свойств жидкости, а зависит от режима течения, то есть для заданного режима изменяется от точки k к точке ); – плотность потока; R – сила изотропного и (или) анизотропного фильтра сопротивления (в решаемых задачах равна нулю); g – ускорение свободного падения; hyd – гидростатическая плотность. Во вращающейся системе координат силы вращения (Кориолиса и центробежная) имеют вид: , где – вектор угловой скорости вращения.

Уравнение энергии:

, (2)

где h – энтальпия смеси; Cp – удельная теплоемкость смеси; – коэффициент теплопроводности; Prt – турбулентное число Прандтля (использование понятия длины пути смешивания); Q – источник тепла.



Уравнение конвективного переноса:

, (3)

где – объемная концентрация (несмешиваемые компоненты).



Уравнения модели турбулентности

При рассмотрении потоков жидкости или газов k-ε модель является наиболее популярной моделью турбулентности. Первые усилия по ее разработке были предприняты Чоу (1945), Давыдовым (1961), Харлоу и Накаямой (1968). Центральное место в формировании модели принадлежит работам Лаундера-Джонса (1972), Лаундера-Сполдинга и Лаундера-Шармы (1972, 1974). В этих работах было сформировано понятие стандартной


k-ε модели, построенной в предположении о реализации полностью развитых турбулентных течений при больших турбулентных числах Рейнольдса (). В k-ε модели турбулентная вязкость t выражается через величины k и ε (турбулентную энергию и скорость диссипации турбулентной энергии) следующим образом:

, (4)

где k – турбулентная энергия [м22]; – турбулентная диссипация


23]– скорость диссипации турбулентной энергии; t – турбулентная вязкость [кг/(м · с)]– турбулентная динамическая вязкость.

В качестве обоснования выбора k-ε модели турбулентности нами было принято следующее. На сегодняшний момент существует множество различных моделей турбулентностей, пригодных для решения различных задач, но единой модели турбулентности, которая бы одинаково описывала реальные физические явления и моделируемые, для широкого круга задач нет. Обширный ряд моделей нашел свое применение и в пакетах гидродинамического моделирования. Математический аппарат многих пакетов включает в себя ряд подмоделей турбулентности, доступных для использования.

В работе для исследования свойств и структуры многофазного потока рассматривались вода и два типа углеводородных жидкостей (маловязкая – 1 и вязкая – 2). При моделировании производился учет силы тяжести, турбулентности, а также вязкости потока. Физические свойства модельных флюидов приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Физические свойства модельных флюидов



Физический параметр

Размер-ность

Вещество

№ 0


(вещество

с физическими свойствами воды)



Вещество

№ 1


(вещество

с физическими свойствами нефти 1)



Вещество

№ 1


(вещество

с физическими свойствами нефти 2)



Вещество

№ 1


(вещество

с физическими свойствами нефти 3)



Давление

Па

101325

101325

101325

101325

Вязкость

кг/(м·с)

0,0010200

0,0018952

0,0067100

0,0455000

Молеку-лярный вес

кг/кмоль

18,0153

196,3760

270,0000

298,0000

Плотность

кг/м3

998,205

824,000

845,000

899,000

Поверх-ностное натяжение

Н/м

0,0729

0,0300

0,0300

0,0300

При моделировании приняты следующие допущения:

– рабочее вещество – несжимаемая жидкость;

– пульсациями параметров на входе пренебрегаем. Постоянные скорость, давление и параметры турбулентности;

– неравномерностью параметров в перфорационных отверстиях пренебрегаем. Равные граничные условия в перфорационных отверстиях;

– изменение температурного поля пренебрежимо мало;

– область ствола скважины в зоне перфорационных отверстий и выше считаем достаточной для представления картины течения и получения параметров основных характеристик потока.

Рассмотрение распределенных источников на стволе скважины нацелено на выявление скольжения фаз – отставания (опережения) водной фазы от нефтяной – с определением характерных параметров заполнения скважины в зависимости от обводненности поступающей из пласта жидкости.

Рассмотрено движение в вертикальных стволах скважин двухфазной жидкости при ламинарном и турбулентном режимах течения.

Рассматриваемая модель представляет собой участок скважины с одной перфорационной зоной – 4 распределенных источника. Отличительная особенность модели – малое количество перфорационных отверстий. Данное упрощение необходимо для определения влияния распределенных источников на структуру потока, что позволит распространить полученные результаты на всю скважину при использовании методов подобия. Построенная расчетная сетка отличается зоной локального измельчения в области распределенных источников.

Частое расположение сечений определения параметров потока предназначено для получения наиболее четкой картины течения. На рисунке 1 показано характерное структурообразование потока с зонами интенсивного смешения – область сечений 13 – 16, 19 – 23, зонами продвижения несмешанного сконцентрированного компонента потока – воды (сечения 12, 18, 24 – 27, 29). Рассмотрение рисунка позволяет охарактеризовать структуру потока следующим образом.

В зоне перфорационных отверстий происходит интенсивное смешивание потоков с дальнейшим продвижением флюидов вдоль ствола скважины как вверх, так и вниз. По мере продвижения водяной флюид, смешиваясь с нефтью, образует смеси – перистую структуру (сечения
13 – 16), а также происходят процессы концентрирования фракции воды.





б

а б

г
в



г д

а) б) в) г) д)

а – поле концентрации флюидов в период установления характерной структуры потока; б – векторы скорости по продольной плоскости; в – поле полного давления

по продольному сечению скважины; г – поле турбулентной энергии по продольному сечению скважины; д – поле турбулентной диссипации по продольному сечению скважины

Рисунок 1 – Характерное структурообразование потока

Несимметричность зон накопления водяного флюида (сечения 12, 18, 25) характерно описывает нестационарные и турбулентные процессы, происходящие в стволе скважины (срывы воды с перфорационных отверстий с хаотичным смешиванием), что создает условия для образования нефтеводяной эмульсии.

Для случая маловязкой легкой нефти наблюдается отставание фазы воды и, как результат этого, увеличение среднего значения концентрации воды в рассмотренном объеме. Для динамической структуры она составляет 40 % даже при 5 %-ном содержании в поступающей из коллектора жидкости. При рассмотрении изменения скорости потока наблюдаем колебание среднего значения по объему в пределах порядка 0,003 м/с, что характерно для продвижения структурированного потока (рисунок 2).



а



б

а – среднее значение по объему;

б – среднее значение по площади сечений

Рисунок 2 – Графики изменения скорости флюидов

Приведены результаты движения двухфазной жидкости в стволе вертикальной скважины на участке с группой перфорационных отверстий (рисунок 3).

Рисунок 3 – Твердотельная модель рассматриваемого участка вертикальной скважины (приток пластовой жидкости в перфорационные отверстия происходит перпендикулярно стенкам скважины)


Проведенные исследования показали, что содержание воды в стволе высокодебитных скважин мало отличается от обводненности поступающей из коллектора жидкости. Другая картина наблюдается для малодебитных скважин, где благодаря скольжению фаз вода – нефть происходит завышение обводненности по сравнению с обводненностью коллектора. Здесь происходят процессы накопления и концентрации воды. По мере увеличения скорости потока в скважине и проявления в меньшей степени скольжения фаз наблюдается вытеснение воды к стенкам ствола скважины. При малых значениях скорости на входе в модель происходят накопление воды и вытеснение нефти к стенкам трубы (рисунок 4).

Полученные результаты говорят о том, что уже в области перфорационной зоны происходит интенсивное смешивание пластовых флюидов, что создает благоприятные условия для образования водонефтяных эмульсий. Динамическая структура потока устанавливается на некотором расстоянии от перфорационных отверстий (порядка 30 … 40 м для условий рассмотренных задач). Четкого разделения фаз в потоке на рассмотренном участке ствола скважины не происходит.









а) б) в) г) д) е)

а) V||1 = 0 м/с; б) V||2 = 0,05 м/с; в) V||3 = 0,1 м/с; г) V||4 = 0,7 м/с;

д) V||5 = 0,9 м/с; е)V||6 = 1,5 м/с

Рисунок 4 – Содержание фаз в потоке жидкости (1 – нефть, 0 – вода) на участке ствола вертикальной скважины по ее продольному сечению (обводненность поступающей из пласта жидкости составляет 5 %)

В третьей главе приведены результаты исследования процессов массопереноса фаз в стволе скважины без учета и с учетом работы погружного насоса.

Показано, что более низкие значения скоростей способствуют формированию центров накопления воды и последующему ее продвижению вдоль ствола скважины. Еще большее снижение скорости потока способствует все большему расслоению структуры потока на воду и нефть с последующим продвижением получившейся «квазиснарядной» структуры по стволу скважины. Крайним случаем является заполнение ствола водой с пробулькиванием нефтяной фазы. Данное предположение о различной структуре потока получено на основе рассмотрения полей концентрации по среднему сечению скважины, а также исходя из динамики изменения концентрации фаз в рассматриваемом объеме. Динамика изменения концентрации фаз во времени носит циклический синусоидальный характер, что можно отнести к структуре образующегося потока. Большие скорости характеризуют изменение концентрации по объему в малых границах, малые скорости характеризуют значительные изменения концентрации во времени. Рассмотрение полей концентрации позволяет выделить зоны сконцентрировавшихся фаз – воды и нефти соответственно.

Далее рассмотрен участок скважины, который имеет двадцать перфорационных отверстий в 5 перфорационных зонах. В начальный момент времени ствол скважины заполнен нефтью. Из пласта в ствол скважины поступает жидкость с некоторым содержанием воды (5 %). В связи с этим в стволе скважины появляется определенная структура потока. Для этой части разработана математическая модель, результаты проведенных исследований на которой показали, что для данного варианта тоже характерна перистая структура поля модуля скорости (рисунок 5).

Далее исследовано движение двух- и трехфазной смесей в погружном центробежном насосе. Используя данные Л.С. Каплана по определению размеров глобул воды в поле центробежного колеса по ступеням насоса, водонефтяная смесь была разделена на 3 зоны. В первой зоне оказались глобулы воды размерами от 11 до 17 мкм, во второй – от 3 до 11 мкм, а в третьей – от 0,01 до 3 мкм. В соответствии с этим механизм истечения водонефтяной смеси в насосном агрегате будет проходить следующим образом. В насосный агрегат под давлением 1 атм из емкостей подаются раздельно нефть и вода, которые на входном патрубке смешиваются друг с другом. При этом начальная вязкость воды – 1,1 мПа*с, нефти – 8,6 мПа*с. Смесь, проходя через первые 4 ступени, имеет вязкость 220 мПа*с, при этом диаметр глобул воды имеет минимальное значение и колеблется от 3 мкм и выше до максимального значения 17 мкм. Выходная эмульсия грубодисперсная с размерами глобул воды до 9 мкм, составляет почти 38 % по объему. В дальнейшем при прохождении через 9 ступеней наблюдаются рост вязкости эмульсии и уменьшение диаметра глобул воды до 7 мкм, а плотность распределения глобул этих размеров составляет уже 52 %. При прохождении эмульсии через 10 ступеней размеры глобул воды уменьшаются до 5 мкм, составляя уже по плотности распределения 73 %


по объему. При прохождении последовательно через 41, 85 и 115
ступеней диаметры глобул воды уменьшаются до 0,9 мкм, а эмульсия при



а б д


в

а) б) в) г) д)



а – изолинии концентрации; б – поле концентрации по продольной плоскости; в – поле модуля скорости по продольной плоскости;
г – векторы скорости в продольной плоскости; д – изолинии концентрации
с частицами воды

Рисунок 5 – Перистая структура поля модуля скорости

этом имеет достаточно высокую вязкость (до 780 мПа*с) для данной конструкции центробежного колеса.

Далее рассмотрен механизм движения трехфазной смеси в насосно-компрессорных трубах, когда в продукции скважины присутствуют 3 фазы (нефть, газ, вода) и на прием насоса подается деэмульгатор для предупреждения образования высоковязких эмульсий в погружном насосе (рисунок 6).




3

1



1 – зона движения трехфазной смеси при режиме Рнкт > Рнас;

2 – зона движения трехфазной смеси при режиме Рнкт  Рнас;

3 – зона движения трехфазной смеси при режиме Рнкт  Рнас

Рисунок 6 – Схема движения водогазожидкостной смеси в подъемных трубах

Механизм же движения потока жидкости после насоса будет проходить совершенно по другой схеме, чем при движении двухфазной смеси, так как на прием насоса поступает уже трехфазная смесь с наличием незначительного объема свободного газа. Поэтому механизм движения трехфазных смесей в подъемных трубах можно представить, если знать, как будет изменяться в зависимости от изменения градиента давления соотношение фаз (нефть – газ – вода) по длине труб в данном сечении. При такой сложной схеме движения потока изучение проведено на базе экспериментальных данных с подачей деэмульгаторов и без на прием насоса.

Условно движение фаз разделено на 3 зоны:

1 зона – давление на выкиде насоса и в трубах выше давления насыщения нефти газом (Рнкт > Рнас);

2 зона – давление в трубах равно или ниже давления насыщения на


10 … 15 % (Рнкт  Рнас);

3 зона – давление в трубах намного ниже давления насыщения и идет бурное выделение газа за счет разгазирования нефти (Рнкт  Рнас).

Поведение фаз по длине подъемника с подачей деэмульгаторов идет по следующему закону.

Зона 1. В случае подачи деэмульгаторов смесь с выкида погружного насоса поступает в виде тонкодисперсной смеси, причем образуется монодисперсная система с размерами глобул воды 0,1 … 0,9 мкм, составляющих до 92 % по объему. С подачей деэмульгатора последний, равномерно распределенный по поверхности раздела фаз, способствует процессу коалесценции водной фазы, снижая энергию межмолекулярных связей эмульсии. Таким образом процесс коалесценции дополнительно усиливается и за счет передачи тепла от погружного насоса. Свободный газ, частично не успевший «раствориться в насосе», насыщает нефть, и поток в зоне 1 переходит в режим движения двухфазного потока до границы зоны 2. Так как поток переходит в режим движения двухфазного потока, начинает проявляться эффект скольжения водной фазы относительно нефти, причем относительная скорость водной фазы хотя и растет до зоны 2, однако наибольшее влияние оказывает снижение гидравлического сопротивления в трубе за счет резкого снижения вязкости смеси.

В зоне 2 начинается бурное выделение газа и происходят интенсивное перемешивание и диспергирование потока.

Смесь движется по структуре четочного режима. Это наглядно было установлено из сравнения кривых изменения градиента давления при подаче деэмульгатора в вариантах F, Е с повышением расходов с кривыми для вариантов в этой зоне без подачи деэмульгатора. Для этой зоны на отдельных участках соблюдается условие неравенства градиентов давления с подачей и без ввода деэмульгаторов.

Для зоны 3 характерно интенсивное выделение газа из нефти, что вызывает рост объема свободного газа.

При снижении давления в подъемных трубах объем газа у устья рассматриваемой скважины превышал объем жидкой фазы в 16,2 раза, поэтому факт интенсивного перемешивания способствовал вторичному диспергированию смеси.

Проведенные лабораторные исследования по определению механизма формирования эмульсии в насосно-компрессорных трубах показали, что вновь образованная эмульсия достаточно неустойчива и в поверхностных условиях на момент отбора проб легко разделяется на нефть и воду. Данный эффект имеет исключительно важное значение, так как является подготовительным этапом к отделению водной фазы значительных объемов в поверхностных аппаратах.

В четвертой главе рассмотрены вопросы выделения водной фазы из газоводонефтяной смеси в технологических аппаратах.

Размеры эмульгированных капель дисперсной водной фазы в промысловых эмульсиях обычно меняются в широких пределах – от 0,1 до 250 мкм. Крупные капли размерами более 250…300 мкм могут существовать уже только в потоке жидкости в трубах. Поэтому исследование влияния устойчивости нефтяных эмульсий, образуемых в скважинах, на глубину предварительного обезвоживания нефти показало, что главную роль здесь играют расход и концентрация введенного деэмульгатора для разрушения устойчивой эмульсии.

За основу теоретических исследований приняты следующие положения:


  • жидкость с растворенными в ней примесями считается несжимаемой;

  • концентрации примесей малы и не влияют на свойства жидкости и характер течения;

  • растворенные вещества в реакцию друг с другом не вступают, в осадок не выпадают и не испаряются с поверхности потока;

  • скорости всех частиц жидкости в плоскости поперечного сечения заменяются на усредненную по сечению скорость потока, при этом скорость направлена вдоль оси трубы и изменяется достаточно медленно (одномерное приближение).

В соответствии с принятыми допущениями аналитическая связь между концентрацией деэмульгатора и характеристиками потока жидкости может быть представлена в следующем виде.

Решение задачи основывается на системе дифференциальных уравнений в частных производных, в которую входят:



уравнение неразрывности потока

, ( 5)

где S – площадь поперечного сечения потока, Q – расход жидкости (, где V – скорость потока), t – время, x – пространственная координата;



уравнение движения (Навье-Стокса) для равномерного прямолинейного течения жидкости, при котором силы давления уравновешиваются силами вязкости, а силы инерции отсутствуют. Оно запишется в виде

, (6)

где P – давление, μ – вязкость жидкости;



закон сохранения массы компонента раствора (деэмульгатора) в виде

, (7)

где С – концентрация деэмульгатора.

Преобразуем уравнение (7) к виду

. (8)

Тогда изменение концентрации деэмульгатора для расхода Q имеет вид



, (9)

где – вязкость жидкости, p1 и p2 давления соответственно в начале и конце изучаемого объекта.

Все показатели в уравнении (9) доведены до численного счета.

Так, зависимость относительной концентрации (С/С0) на конце участка трубопровода длиной 100 м от вязкости дисперсионной среды (нефти) при разных объемных долях дисперсной фазы (воды) показала, что снижение концентрации деэмульгатора тем больше, чем выше доля дисперсной фазы (воды) и выше вязкость дисперсионной среды (нефти). Причем такая закономерность наблюдается для случая левой ветви динамики изменения вязкости эмульсии от обводненности продукции или в зоне роста вязкости, или при превышении обводненности более 70 %, когда динамика изменения вязкости стремится к вязкости воды (при 99,5 %).

Результаты исследований достаточно хорошо согласуются с данными, полученными экспериментальным путем профессором В.П. Троновым.

Рекомендации автора по оптимизации подачи деэмульгаторов были использованы при отделении водной фазы на ряде установок в ОАО «АНК «Башнефть». В качестве примера приведены показатели по Туймазинскому УДНГ (таблица 2).

Из результатов экспериментов следует, что для получения нефти требуемого качества необходимо добиться степени разрушенности эмульсии в трубопроводах и на входе в аппараты не менее 90 %.
Таблица 2 – Данные по водоотделителям в ОАО «АНК «Башнефть»

№ п/п

ЦДНГ

№ ТВО (принадлежность к установке)

Принадлежность к объекту закачки (КНС, БКНС)

Длина ТВО, мм

Диаметр ТВО,

мм


Год строительства (реконструкции)

Наличие люка-лаза

Наличие внутр.

покраски при строительстве



1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

1

36

БКНС-36

70

1400

1997

есть

есть

2

3

29

шурфы

70

1400

1998

есть

нет

3

4

20С

БКНС-20С

70

1400

2001

есть

нет

4

4

20Д

БКНС-20Д

70

1400

2001

есть

нет

5

НСП

ТР

шурфы 28С

70

1400

2000

800

нет

6

3

Ардатовка




70

1400

2004

есть

нет

7

3

Мустафино




70

1400

2004

есть

нет

Продолжение таблицы 2



Наличие протекторной защиты

Давление в ТВО, МПа

Вход Qж, м3/сут

Вход Qн, т/сут

Обводненность входящей продукции, %

Qводы сброс, м3/сут

Обводненность выходящей продукции, %

Удельная нагрузка, м3/ сут

Содерж. н/пр после ТВО, мг/л

10

11

12

13

14

15

16

17

18

нет

1,0

624,4

48,9

91,2

455,82

67,4

5,8

7

нет

0,9

2021,0

129,5

92,8

1499,40

72,1

18,8

12

нет

1,6

4668,0

386,4

90,7

4035,50

31,4

43,3

64

нет

1,7

2006,0

319,5

82,1

1296,10

49,4

18,6

62

нет

0,3

3142,0

1384,0

50,5

31,42

50,0

29,2

50

нет

0,2

1853,0

480,0

70,9

1082,90

30,0

17,2

28

нет

0,2

319,6

126,0

55,7

162,27

10,0

3,0

13



ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1. На базе конвективно-диффузионного и турбулентного переноса создана математическая модель потока флюидов в стволе скважин с целью исследования свойств и структуры потока в вертикальном стволе.

  2. Численными исследованиями модели многофазной жидкости от забоя до устья скважин в режиме турбулентного двухфазного потока динамических структур установлено, что максимальное содержание нефти формируется в области перфорационных отверстий пласта, ниже которых в застойной зоне (зумпфе) скапливается вода, выше образуется устойчивая водонефтяная смесь.

  3. Турбулентность потока максимальна в пристеночной области, выше перфорационных отверстий, что приводит к интенсивному перемешиванию фаз в этой области, причем образование струй повышенной нефтенасыщенности в области максимальной турбулентности потока сохраняется достаточно долго по длине вертикального ствола скважины.

  4. Значение водосодержания в стволе высокодебитных скважин мало отличается от обводненности поступающей из коллектора жидкости. Для малодебитных скважин, где вероятность скольжения фаз (вода – нефть) увеличивается, водосодержание в сечении потока становится выше обводненности жидкости коллектора.

  5. Предупреждение образования высоковязких эмульсий в погружных насосах достигается вводом деэмульгаторов, рассматриваемым как подготовительный период к отделению водной фазы в поверхностных аппаратах.

  6. Численно исследована динамика изменения концентрации деэмульгатора, подаваемого для предупреждения образования стойких высоковязких эмульсий. Установлено, что снижение относительных значений концентраций деэмульгатора тем больше, чем выше доля дисперсной фазы (воды) и выше вязкость дисперсионной среды (нефти).

  7. Путем обработки и анализа статистических данных о работе водоотделителей получена зависимость относительного количества сбрасываемой воды от положения межфазного уровня в аппарате и критерия Фруда, которая может быть использована в промысловых технологиях отделения водной фазы.


Основные результаты диссертационной работы опубликованы
в следующих научных трудах:


  1. Альмухаметова Э.М. Зависимость эффективности путевого сброса воды от предварительной разрушенности эмульсии // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2009. –Вып. 4 (78). – С. 25-28.

  2. Альмухаметова Э.М. Влияние уровня раздела нефть – вода в аппарате на эффективность предварительного сброса воды // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. Т. 2. – С. 3-5.

  3. Альмухаметова Э.М. Зависимость эффективности путевого сброса воды от предварительной разрушенности эмульсии // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. Т. 2. – С.6-8.

  4. Альмухаметова Э.М., Альмухаметов Ф.Ф. Обоснование выбора рациональных точек подачи деэмульгатора в добываемую жидкость // Современные технологии в нефтегазовом деле – 2009: Сб. научн. тр . – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. – Т. 1. – С. 3-5.

  5. Габдрахманов Н.Х., Альмухаметова Э.М. Зависимость эффективности работы аппаратов сброса воды от степени предварительной подготовки нефтяных эмульсий // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. Т. 2. – С. 8-10.

  6. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.). Сброс попутно добываемой воды с помощью трубных водоотделителей // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. Т. 2. – С. 30-31.

  7. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Валеев А.М., Фахретдинов Р.Р., Усова Л.Н. Дестабилизация нефтяных эмульсий, образуемых в скважинных насосах // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2007. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Zaidullina/Zaidullina_1.pdf.

  8. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Грезина О.А. Применение ресурсосберегающих технологий для борьбы с осложнениями в добыче нефти в Туймазинском УДНГ // Матер. 34-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. – С. 14.

  9. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Усова Л.Н., Ведерников В.Я., Беквердиев А.А. Предварительное разрушение нефтяных эмульсий, образующихся в скважинных насосах // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. Т. 2. – С. 52-55.

  10. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Фахретдинов Р.Р. Влияние уровня раздела «нефть – вода» в аппарате на эффективность предварительного сброса // Матер. 35-ой научн.-техн. конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 7.

  11. Усова Л.Н., Альмухаметова Э.М. Гидродинамические условия разделения пластовых жидкостей в промысловых трубопроводах // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2010. – Вып. 1 (79). – С. 38-41.

  12. Усова Л.Н. и др. Предварительный сброс пластовой воды на Туймазинском нефтяном месторождении / Л.Н. Усова, Э.М. Зайдуллина (ныне Э.М. Альмухаметова), Р.Р. Фахретдинов. – СПб.: ООО «Недра», 2008. – 128 с.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 08.07.2010 г. Бумага писчая.

Заказ № 276. Тираж 100 экз.



Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.





©netref.ru 2017
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет