Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ промыслового опыта эксплуатации механизированного фонда скважин в районах крайнего севера с многолетнемерзлыми горными породами 12
1.1 Особенности условий эксплуатации насосных установок 12
1.2 Обзор основных методов повышения надежности работы механизированного фонда скважин 22
1.3 О методах оптимизации режимов работы механизированного фонда скважин 34
1.4 Осложнения, связанные с образованием в стволе скважины гидратопарафиновых пробок 46
Выводы по главе 1 52
Глава 2 Характеристика пластовых жидкостей и термобарические условия образования гидратопарафиновых пробок в подземной части усшн в скважинах когалымской группы месторождений 53
2.1 Физико-химические и реологические свойства нефтей и их эмульсий 53
2.2 Компонентный состав гидратопарафиновых пробок, извлеченных из насосно-компрессорных труб 62
2.3 Температурный градиент в стволе скважины и условия образования парафиновых пробок и гидратов газа 65
2.4 Динамика формирования парафиновой пробки в скважинах 78
2.5 Оценка толщины отложений АСПО в НКТскважины по нагрузкам на насосное оборудование 87
Выводы по главе 2 92
Глава 3 Физические основы электромагнитного воздействия на гидратопарафиновые отложения 93
3.1 Тепло- и массоперенос многофазных сред в высокочастотном электромагнитном поле 93
3.2 Разработка методики определения диэлектрических параметров газового гидрата в области высоких частот 98
3.2.1 Установка для определения диэлектрических параметров газогидрата и льда 104
3.2.2 Результаты экспериментальных исследований диэлектрических параметров газогидрата и льда 111
3.3 Фазовое равновесие и физико-химические свойства газовых гидратов в электрическом поле 116
3.4 Экспериментальное исследование воздействия электрического поля на газогидрат 123
Выводы по главе 3 132
Глава 4 Разработка технологий воздействия на газогидратные отложения в скважинах ... 134
4.1 Способы возбуждения электромагнитных волн в скважинах с отложениями 134
4.2 Экспериментальные исследования динамики разложения газогидрата в трубе при электромагнитном воздействии 137
4.3 Расчетные исследования разложения газогидрата в скважине при воздействии высокочастотной электромагнитной волны 148
4.3.1 Выбор частоты электромагнитного поля и диаметров труб для наиболее эффективного разрушения газогидратных отложений 150
4.3.2 Решение термодинамической задачи о фазовом переходе в адиабатическом приближении 157
4.3.3 Численное решение термодинамической задачи о разложении газогидрата в высокочастотном электромагнитном поле 160
Выводы по главе 4 184
Глава 5 Разработка технологий воздействия на парафиновые отложения в скважинах 186
5.1 Воздействие электромагнитного поля на процесс кристаллизации парафина 186
5.1.1 Методы определения температуры начала кристаллизации парафина в нефтях 186
5.1.2 Описание экспериментальной установки и методика исследования 189
5.1.3 Результаты экспериментальных исследований 193
5.2 Экспериментальные исследования использования энергии высокочастотных электромагнитных волн для очистки скважин от парафиноотложений 197
5.2.1 Разработка экспериментальной установки 199
5.2.2 Измерение мощности СВЧэлектромагнитного излучателя 202
5.2.3 Согласование СВЧгенератора со скважиной 202
5.2.4 Методика проведения экспериментов 203
5.2.5 Результаты исследований и их анализ 205
5.3 Индукционный метод плавления отложений в скважинах
5.3.1 Теоретические основы метода 209
5.3.2 Принципиальная схема индуктивного нагрева НКТ 213
5.3.3 Экспериментальное исследование и результаты промысловых работ нагрева трубы индукционным
методом 215
Выводы по главе 5 218
Глава 6 Механические способы разрушения гидратопарафиновых пробок 220
6.1 Способ механического разрушения твердых отложений в насосном подъемнике 220
6.2 Методика расчета колонны насосных штанг на прочность с учетом крутящего момента, возникающего при разбуривании гидратопарафиновой пробки 225
6.3 Механический способ удаления парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб 229
Выводы по главе 6 235
Основные выводы 236
Библиографический список использованной литературы 241
Приложения
- Особенности условий эксплуатации насосных установок
- Физико-химические и реологические свойства нефтей и их эмульсий
- Тепло- и массоперенос многофазных сред в высокочастотном электромагнитном поле
- Способы возбуждения электромагнитных волн в скважинах с отложениями
Введение к работе
Актуальность проблемы. Недостатки в эффективности использования фонда скважин в нефтегазовых регионах Западной Сибири и Крайнего Севера в значительной мере обуславливаются влиянием природно-климатических, геолого-физических и геолого-промысловых факторов.
Природно-климатический фактор в отношении технологии эксплуатации скважин связан, в первую очередь, с наличием и величиной перепада между температурой воздуха и пластовой температурой. В Западной Сибири и на Севере по сравнению с другими регионами разница между пластовыми температурами и среднегодовой температурой на поверхности наибольшая. С достаточно резким изменением температуры вдоль ствола скважины в интервале до 800 метров и наличием реликтовой зоны вечной мерзлоты связано возникновение и развитие в этом нефтегазовом регионе осложнений, проявляющихся в закупорке стволов скважины пробками парафина и гидратов, интенсивно отлагающихся в данном интервале.
Необходимо подчеркнуть, что процесс отложения парафиногидратных веществ на стенках труб скважины физически связан с фазовыми переходами, происходящими при определенных термодинамических условиях, т.е. с определенными термобарическими условиями, складывающимися в скважинах. При этом термодинамические условия образования (фазового перехода) парафина и газового гидрата существенно отличаются. С другой стороны, на условия такого рода фазовых переходов, как образование и отложение парафино-гидратных веществ, оказывают воздействие наличие внешних физических полей - полей давления, температурных полей, акустического, вибрационного и электромагнитного полей.
Таким образом, в нефтегазовых регионах Западной Сибири и Крайнего Севера предпосылки осложнений, связанных с образованием парафино-гидратных пробок в скважинах, не являются временными и субъективными. Они связаны с постоянно действующими факторами в этих регионах, такими, как большая глубина залегания продуктивных пластов, наличие зоны вечной мерзлоты, образование резкого перепада температуры вдоль скважины, высокий газовый фактор, повышенное содержание парафиновых углеводородов в нефти и присутствие воды в продукции скважины.
Наибольшие осложнения при этом вносятся в эксплуатацию скважин, оборудованных штанговыми насосами из-за невозможности спуска в насосно-компрессорные трубы (НКТ) труб малого диаметра с нагнетаемым теплоносителем. Глубина твердых отложений в НКТ доходит до 600 и более метров в зависимости от условий эксплуатации скважин. Эти отложения, состоящие из парафина, смол, асфальтенов, механических примесей и воды, препятствуют дальнейшей эксплуатации скважины и извлечению колонны штанг в период текущего или капитального ремонта. Продолжительность и стоимость ремонта та-
ких скважин чрезвычайно высоки из-за невозможности горячей промывки скважин через затрубное пространство [100].
Данные термометрии скважин, например Когалымского района, позволяют отметить, что регион находится в зоне залегания поверхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород, которые залегают на глубинах от 180...260 до 270...325 м в виде разобщенных участков [64].
Реликтовые мерзлоты охватывают породы верхней части морского палеогена (по стратиграфической схеме 1977 г.): глины с линзами алевритов тавдин-ской свиты; континентальные образования олигоцена - пески атлымской, глины и бурые угли новомихайловской, а также алевриты, пески и глины тур-тасской свит.
Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Мощность их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10...15м.
Продолжительный простой скважины вследствие охлаждения околоствольной части и промерзания труб в зоне реликтовой мерзлоты в значительной мере усугубляет осложнения и делает невозможным проведение ремонта простаивающих скважин. При этом часто скважины переводятся в категорию бездействующих. В этой связи к первостепенным в решении проблемы нефтеизв-лечения в зонах вечной мерзлоты относятся вопросы, связанные с прогнозированием образования твердых осадков в НКТ, их предупреждением и удалением.
Следовательно, разработка технологических и технических решений по предупреждению образования парафиногидратных пробок и борьбе с ними для нефтегазовых регионов Западной Сибири и Крайнего Севера, основанных на современных достижениях науки и техники и отвечающих экологическим требованиям, является актуальной.
Цель работы - создание научных основ и совершенствование технологий предупреждения осложнений при эксплуатации и ремонте глубинно-насосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газогидратопарафиновых отложений, и борьбы с ними.
Основные задачи исследований:
выявление характера осложнений, связанных с образованием гидрато-парафиновых отложений, на основе обобщения промыслового опыта эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера с многолетнемерзлыми горными породами;
установление термобарических условий и динамики образования гидра-то-парафиновых пробок в подземной части скважинной установки со штанговым насосом (УСШН) на базе исследований физико-химических и реологических свойств нефтей и их эмульсий;
исследование и обоснование принципиальных физических основ и создание технологий применения энергии высокочастотных (ВЧ) и сверхвысоко-
частотных электромагнитных полей (СВЧ ЭМП) для разрушения газогидратных и парафиновых отложений в скважинах;
- исследование и создание научных основ, техники и технологии механических способов разрушения гидратопарафиновых отложений в насосном подъемнике и насосно-компрессорных трубах.
Методы исследований. Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения публикаций отечественных и зарубежных ученых; численного моделирования температурных полей с применением конечно-разностных методов и расчетов на ЭВМ; проведения соответствующих экспериментов на специально разработанных установках, моделях и макетах; разработки и испытания технических средств и устройств по соответствующим методикам; анализа и обобщения результатов промысловых исследований и опытно-промышленных испытаний механических и высокочастотных электромагнитных технологий предупреждения осложнений при эксплуатации и ремонте глубинно-насосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газо-гидрато-парафиновых отложений, и борьбы с ними.
Научная новизна
Наиболее важные оригинальные исследования и результаты следующие.
Получены полуэмпирические зависимости вязкости нефтей Когалым-ской группы месторождений от их температуры при различной обводненности и зависимости для расчета температуры жидкости на различных участках ствола скважины как функции ее дебита.
Выявлено существование двух характерных участков с постепенным и резким снижением дебита скважины, позволяющее установить наличие экстремальных нагрузок в период отложения парафина в НКТ штанговых установок.
Показано самосогласованное влияние интенсивностей фазовых переходов (плавление парафина или разложение гидрата) в средах на электро-, тер-мо- и гидродинамические процессы, происходящие в них при воздействии ВЧ ЭМП.
Установлено существование области дисперсии диэлектрических параметров гидрата пропана в диапазоне частот 1...20 МГц, обусловленная ориентационной поляризацией молекул минерализованной воды, находящихся в связанном состоянии в газогидрате.
Выявлены эффекты смещения кривой фазового равновесия газогидрата в область более высоких давлений при неизменной температуре и уменьшения степени заполнения полостей гидрата молекулами газа в электромагнитном поле.
В лабораторных условиях обнаружены формо-хорические эффекты в динамике образования газогидратов при воздействии внешних электрических полей, заключающиеся в задержке по времени образования зародышей кристаллов, изменении конфигурации гидратной массы и ее места пространственного расположения.
7. В результате теоретических и экспериментальных исследований разло
жения газогидрата в трубе и плавления парафиновой пробки в коаксиальной
системе ВЧ электромагнитным воздействием установлены:
явление интенсификации скорости и многократное сокращение времени протекания фазовых переходов в средах, обусловленные объемным характером воздействия электромагнитных полей на них;
эффект возвратно-циклического протекания фазовых переходов в вертикальной трубе;
соответствие распределения температуры в коаксиальной системе, заполненной неоднородной средой, характеру стоячей волны;
достижение более высокой скорости и управляемости нагрева и объемное плавление парафина при малом градиенте распределения температуры по всей длине системы одновременно;
после достижения температуры фазового перехода температура в межтрубном пространстве вблизи эксплутационной (обсадной) колонны растет быстрее, чем вблизи внешней стенки НКТ;
чем больше время воздействия ВЧ ЭМП, тем больше изменение температуры в НКТ и больше потери тепла в окружающую скважину породы, причем эти потери значительны и вполне достаточны для плавления мерзлых пород и разрушения устойчивости скважины;
во избежание сильного перегрева скважины следует выбрать частоту излучения электромагнитных волн так, чтобы высота пробки не превышала длину зоны поглощения электромагнитных волн.
8. Установлен эффект последействия магнитного поля на парафиноотло-
жения.
Научная и практическая ценность работы
Результаты, полученные в диссертации, расширяют теоретические представления о тепло- и массопереносе в многофазных средах, взаимодействующих с высокочастотными и механическими полями. Дан ответ на комплекс вопросов, являющихся наиболее принципиальными при создании технологий разрушения различных твердых отложений в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.
Конкретно научная и практическая значимость работы заключается в следующем.
Получены эмпирические зависимости относительного изменения минимальных нагрузок на колонну штанг от относительной толщины отложения парафина в НКТ, позволяющие по нагрузкам на оборудование определять степень отложения и предпринять соответствующие меры, предупреждающие возникновение сложных ситуаций при ремонте скважин.
Разработан способ механического разрушения гидратопарафиновой пробки, основанный на применении фрезы, насаженной на штанги над их высаженными частями, и позволивший уменьшить продолжительность ремонта
скважин на 20...35 %.
Разработан способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) из НКТ созданием циркуляции по замкнутому контуру скважины жидкости (нефти), насыщенной определенным количеством ингибитора пара-финоотложения.
Разработана методика расчета технологических показателей воздействия ВЧ ЭМП на гидратопарафиновые отложения.
Методика и усовершенствованная аппаратура, служащая для экспериментального исследования электрических свойств сред с фазовыми переходами в зависимости от частоты электромагнитных колебаний, температуры и давления, могут быть использованы для установления области эффективного воздействия ВЧ ЭМП.
Предложены технологические схемы ликвидации отложений в скважине и вертикальной трубе воздействием ВЧ ЭМП.
Предложена методика расчета колонны штанг на прочность с учетом крутящего момента, создаваемого при повороте колонны в период разбуривания пробки.
Созданы инструкции и временные технологические регламенты по применению энергии ВЧ ЭМП для борьбы с парафиногидратными отложениями в добывающей скважине, оборудованной штанговым насосом.
Разработана и использована технология ликвидации гидратных пробок при эксплуатации скважин индукционным методом, позволившая восстановить их работу без подъема колонны НКТ, в условиях Крайнего Севера.
10. Соответствующие методики экспериментальных и теоретических ис
следований ВЧ электромагнитных и механических воздействий на среды, за
полняющие скважины и трубы, были использованы в научно-
исследовательских, проектных организациях и институтах, занятых разработкой
новых методов реанимации скважин (Башгеопроект,
ООО «КогалымНИПИнефть», 000 «Ямалнефтегаз» и др.).
Достоверность полученных результатов в тех или иных случаях подтверждается физической и математической непротиворечивостью используемых моделей многофазных сред; физико-технической совместимостью разработанных технических средств и технологий со скважинными; сопоставлением ряда аналитических результатов диссертации с численными расчетами; сравнением результатов теоретических исследований с тестовыми задачами, с использованием апробированных исходных сред, моделей и предположений; путем сравнения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований других авторов.
Основные научные положения, выносимые на защиту 1. термобарическое обоснование условий образования гидратопарафино-вых пробок в подземной части УСШН и методика оценки толщины асфальтос-
молопарафиновых отложений в НКТ скважины по нагрузкам на насосное оборудование;
обоснование особенностей тепло- и массопереноса в многофазных средах на основе исследований диэлектрических свойств и кинетики образования газогидрата, влияния электрических полей на фазовое равновесие и физико-химические свойства газогидратов с целью предупреждения образования и разложения газогидратов;
закономерности и особенности процессов разложения газогидратов в скважине высокочастотным электромагнитным излучением и способы увеличения их эффективности;
диэлькометричсеский способ определения температуры начала кристаллизации парафина;
разработка высокочастотного электромагнитного и индукционного метода очистки скважин от парафиноотложений;
методики и способы механического разрушения твердых отложений в насосном подъемнике и насосно-компрессорной трубе.
Апробация работы. Основные результаты работы были доложены на 25 научных конференциях, семинарах и совещаниях, среди которых: III Международная конференция «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 1997); II Конгресс нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000); Второй Международный симпозиум «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000); VIII Всероссийский съезд по теоретической и прикладной механике (Пермь, 2001); Всероссийская школа-семинар по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа, 2002); Всероссийская научная конференция «Современные наукоемкие технологии» (Дагомыс, 2002); Четвертая международная научно-практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2003); XI Российская конференция по теплофизическим свойствам веществ (Санкт-Петербург, 2005); Уфимский городской семинар под руководством академика Р.И. Нигматулина (Уфа, 1999, 2003), научные семинары под руководством профессора Саяхова Ф.Л. (Уфа, 1998-2003 гг.); научно-технические и научно-методические советы ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Ямалнефтегаз», Башгеопроект, ТатНИПИнефть, ООО «КогалымНИПИнефть» и др. (1997-2006 гг.).
Публикации.
По теме диссертационной работы опубликованы 35 работ.
Автор представленной работы считает своим долгом выразить благодарность научному консультанту доктору физико-математических наук, профессору Фатыхову М.А., сотрудникам кафедры общей физики БГПУ и других организаций, оказавшим неоценимую помощь в постановке и обсуждении научных проблем, в организации и проведении, теоретических, экспериментальных и промысловых исследований.
Особенности условий эксплуатации насосных установок
Одна из характерных особенностей разработки нефтяных месторождений Западной Сибири в последние годы - массовый перевод добывающих скважин на механизированный способ эксплуатации. Этот процесс поставил перед производством ряд качественно новых проблем [6, 17,38, 77, 89, 95, 96, 100,106,128,130, 131, 132, 159].
Геотермические и технологические условия эксплуатации Западно-Сибирских месторождений в значительной степени отличаются от промышленно освоенных нефтяных регионов России и стран СНГ. Добываемая продукция имеет специфические особенности, осложняющие добычу, транспорт и подготовку нефти [59,95].
Одна из самых сложных проблем, требующая нового подхода к ее решению, обусловлена разбуриванием месторождений Западной Сибири исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами (ННС). Наклонно направленный характер профиля в сочетании с рядом факторов, присущих для указанных месторождений, осложняют эксплуатацию скважин, резко снижают коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышают себестоимость извлекаемой нефти [107, 120, 127].
К числу таких факторов следует отнести: - большую глубину скважин; - высокую температуру в забое скважины; - вынос механических примесей из пласта; - наличие интервала глубины скважины с вечной мерзлотой; - низкую температуру окружающей среды; - отложение парафина в подземных трубах и наземных коммуникациях; - высокий газовый фактор; - малую минерализацию пластовой воды.
Большая глубина скважины (около 3000 м) является причиной снижения отборов жидкости из пласта, малой эффективности технологии освоения скважин после бурения и ремонта.
Низкая температура (t = - 45 С и ниже) в совокупности с малой минерализацией пластовой воды (р = 1,007 г/см3) является причиной замерзания выкидных линий скважин, гидросистем установок «Спутник» и сборных коллекторов в период временного прекращения перекачки или снижения расхода жидкости. Существенное влияние на работоспособность эксплуатационного фонда оказывает наличие интервала вечной мерзлоты. Охлаждение продукции сопровождается выпадением парафина, образованием мерзлых гидратных и эмульсионных пробок в НКТ и затрубном пространстве. По причине замерзания выкидных линий и скважин количество простаивающего фонда скважин может доходить до 25 % (Тарасовское месторождение АО «Пурнефтегаз»),
При таких низких температурах становится сложным обеспечение нормальной работы систем поддержания пластового давления (ППД). Вынос механических примесей из-за слабой сцементированности породы пласта наряду с их привнесением с поверхности при подземных ремонтах приводит к накоплению и забиванию рабочих органов насосов (УЭЦН, УСШН), к осложнениям при освоении скважин.
Во многих случаях подбор глубинного оборудования, режимов откачки и способов эксплуатации не соответствует добывным возможностям скважин. Объемы исследования скважин также требуют расширения. Отсутствие методов подбора, основанных на теории эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин, и необходимой исходной информации не позволяют осуществлять правильный подбор оборудования и устанавливать причины выхода из строя насосов и отсутствие их подачи.
Характер профиля ствола большинства скважин определяется требованиями проекта строительства скважины, уровнем техники бурения и квалификацией бурового персонала. Однако получаемый в итоге профиль ствола оказывается далеко не благоприятным для последующей эксплуатации скважины механизированным способом. Кривизна стволов скважин, в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 68 и по интенсивности искривления до 4,5 на 10 м (Мамонтовское месторождение АО «Юганскнефтегаз»), вызывает заклинивание насосов, обрывы штанг и полетов УЭЦН. В практике бурения наибольшее распространение получил метод раннего (менее 100...200 м глубины) набора кривизны, позволяющий при современной технике контроля управлять положением бурильного инструмента и попадать в заданный круг допуска. Поэтому интенсивность искривления ствола на участке набора кривизны значительно превышает допустимую величину. С позиции же эксплуатации скважины насосным способом участок набора кривизны должен располагаться как можно глубже. Такое противоречие приводит не только к осложнениям, но в ряде случаев и к невозможности эксплуатации и необходимости перевода скважин в иную категорию (пьезометрия, нагнетание и т.д.).
Ранний набор кривизны и высокая интенсивность искривления являются причиной сложных аварий насосного оборудования, связанных с образованием сквозного износа труб или истиранием штанговых муфт до полной потери несущей способности. На скважинах 279/13, 543/41, 566/41, 530/40 (Ватьеганского месторождения АО «Когалымнефтегаз») с глубиной расположения таких участков 89...101, 122...128, 210...220, 250...260 м, и интенсивностью набора кривизны 3,4; 3,8; 2,9 и 3,5 на 10 м соответственно, произошли полеты НКТ вследствие истирания труб и обрывы штанговых колонн. Полеты труб при этом произошли в среднем по истечении 240 суток, а обрывы штанговых колонн - 75 суток [130].
Физико-химические и реологические свойства нефтей и их эмульсий
В таблице 2.1 помещены данные о физико-химических свойствах пластовой нефти Повховского месторождения Когалымского региона, отобранной из скважины 455. Видно, нефть отличается большим газовым фактором (91,6 м /м ) и малой вязкостью (7,3 мПа-с).
Нефтяные месторождения Когалымской группы расположены в районах Крайнего Севера с вечномерзлотными горными породами. Экс плуатация насосного оборудования происходит со значительными осложнениями из-за промерзания пластовых жидкостей в интервалах вечной мерзлоты при остановках и вынужденных простоях скважин. При снижении температуры в стволе скважины происходит не только выпадение парафина, но и образование реологических структур, которые препятствуют запуску установок в работу [8,28, 37,40,44, 53, 57, 100].
С целью выявления качественных и количественных закономерностей изменения физико-химических свойств пластовых жидкостей при снижении температуры в остановленной скважине, а также выработки практических рекомендаций по технологии эксплуатации скважин проведена серия лабораторных опытов по изучению реологии нефтей и эмульсий обратного типа (вода в нефти).
Исследования проводились на установке для изучения реологических свойств нефтей системы УНИ и реовискозиметре. Дополнительные исследования на реовискозиметре потребовались из-за сложности термостатирования капиллярной трубки системы УНИ длиной около 2000 мм при низких температурах.
Исследовались безводная дегазированная нефть Повховского месторождения Западной Сибири, искусственно приготовленные на роторной мешалке эмульсии нефти с естественной пластовой водой, а также эмульсия, отобранная на скв. 1122, оборудованной УЭЦН-80. Плотность пластовой во-ды соответствовала 1,0049 г/см , нефти - 0,8658 г/см . Эмульсия скважины № 1122 обладала высокой стойкостью и не расслаивалась без добавления ПАВ. Высокая стойкость была обусловлена наличием природного стабилизатора парафинового типа и сильным диспергированием водной фазы.
Приготовление искусственных эмульсий осуществлялось роторной мешалкой в течение 5 минут с частотой вращения ротора 1500 мин ".
Основная часть экспериментального материала обрабатывалась в координатах т-у (напряжение - градиент сдвига) с целью построения реологической модели и оценки ее параметров [2, 33, 35].
На рисунке 2.1 представлена серия кривых течения безводной нефти (1), искусственных (2, 3) и естественной (4) эмульсий при температуре 20 С. Безводная нефть представляет собой ньютоновскую жидкость вязкостью 6,28-10" Па-с. По мере увеличения водосодержания вязкость нефти возрастает и при достижении обводненности около 40 % наблюдается отклонение характера течения от ньютоновского. На диаграмме г - у кривые отсекают на оси у начальное статическое напряжение сдвига тст.
По мере увеличения градиента сдвига у эффективная вязкость нефти снижается и стремится к постоянному значению. В области градиентов сдвига 200...750 с 1 кривые течения аппроксимируются линейными участками, свидетельствующими о принадлежности исследуемых жидкостей к вязкопла-стичному типу с предельными динамическими напряжениями сдвига тдт.
Реологическая модель жидкости описывается таким образом следующим уравнением: Максимальное значение цт при t =20 С соответствовало 9, 5-10" Па-с. Значение обводненности, при которой достигалось максимальное r\m, в опытах соответствовало примерно 0,65. Зависимость цт от обводненности в интервале водосодержания нефти В=0 - 0,65 при =20 С и данной интенсивности эмульгирования имеет вид: г]т = 6 10 3ехр(4,5В),Па с. (2.2)
При пользовании формулой (2.2) нужно иметь в виду, что пластическая вязкость цт с предельным напряжением сдвига тдт 0 с уменьшением обводненности постепенно трансформируется в ньютоновскую вязкость с тдин=0.
Отбор проб твердых осадков и их анализ производились непосредственно при подъеме насосно-компрессорных труб в период ремонта скважин. Пробы отбирались с различных глубин после отворота трубы с расстояния порядка 100... 150 мм от ее торца.
Компонентный состав пробки определялся в лаборатории БашНИПИ-нефть стандартным методом [20, 21, 24, 56, 75]. При отборе проб из длительно простаивающих обводненных скважин в сосуде быстро образовывался слой воды. В ряде случаев пробы представляли собой темно-бурую массу с кристаллами, подобными льду, которая быстро разрушалась уже в период отбора. Поэтому качественный анализ пробы на предмет прямого присутствия в ней гидрата не представлялся возможным.
Наличие значительного количества влаги в отобранных осадках свидетельствует о наличии в НКТ в период остановки скважины или в предшествующий перед остановкой период гидратов газа наряду с парафином [66].
Исходные содержания в нефти асфальтенов, смол и парафина по данному месторождению составляют соответственно 2,6; 5,1 и 3,5 %. Из таблицы 2.7 видно существенное увеличение содержания этих компонентов в нефти. Следовательно, отложение парафина происходит при одновременном увеличении асфальтосмолистых веществ. Поэтому, чисто парафиновой пробки, как таковой, в отобранных пробах не существует.
Тепло- и массоперенос многофазных сред в высокочастотном электромагнитном поле
Как видно из данных, приведенных в предыдущем разделе, проблема борьбы с гидратными и парафиногидратными пробками в системах добычи и подготовки нефти и газа для нефтегазодобывающих регионов Западной Сибири и Крайнего Севера является чрезвычайно актуальной и постоянно действующей. Она требует для своего решения создания новых методов, основанных на современных достижениях фундаментальных наук. На наш взгляд, более приемлемой является возможность использования для решения этой проблемы эффектов, возникающих при воздействии физических полей: температурного поля, поля градиентов давления, упругих и электромагнитных и других волновых полей.
Газогидрат и вещество гидратопарафиновых пробок по своему составу и физико-химическим свойствам являются чрезвычайно сложными и разнообразными. Здесь необходимо отметить следующее важное свойство этих веществ: в основных его компонентах - газогидрате и парафине - в определенных термодинамических условиях может происходить фазовый переход - газовый гидрат диссоциируется на газ и воду, а в парафине разрушается кристаллическая структура, и он расплавляется.
В дальнейшем будет рассматриваться возможность использования электроволнового воздействия на гидратопарафиновые отложения. Поэтому необходимо в первую очередь рассмотреть физические основы взаимодействия электромагнитного поля с веществом гидратопарафиновой пробки. Электромагнитное поле будем представлять как монохроматическое поле вида:
Вещество гидратопарафиновых отложений в электрофизическом отношении является поляризующимся, слабоэлектропроводным, немагнитным диэлектриком с потерями. Такой диэлектрик характеризуется следующими электрофизическими свойствами [78,118, 123]:
В выражениях (3.1)- (3.3) со=2я/ - циклическая частота,/- частота, є - комплексная диэлектрическая проницаемость среды, которая зависит от частоты со, температуры Т и давления Р , 8/ и Є;/ - действительная и мнимая части относительной комплексной диэлектрической проницаемости, tgS - тангенс угла диэлектрических потерь, 80 и Цо - диэлектрическая и магнитная проницаемости вакуума, а - удельная электропроводность. E0(r,q ,z) и Я0(г,ф,г) - векторы комплексных амплитуд напряженностей электрического и магнитного составляющих высокочастотного электромагнитного поля, зависящие от пространственных цилиндрических координат г, ф, z.
Электрофизические свойства диэлектрика с потерями на практике обычно определяются экспериментально измеряемыми величинами:
Установление экспериментальными измерениями зависимостей (3.4) является исходным для изучения взаимодействия высокочастотного электромагнитного поля с данным диэлектрическим веществом.
Как показывает физический анализ и теоретические исследования [78, 79, 113], энергетическое и силовое взаимодействия ВЧ ЭМП вида (3.1) с рабочей диэлектрической средой, характеризуемой электрофизическими свойствами видов (3.2) - (3.4), количественно и качественно характеризуются возникновением в ней распределенных пондремоторной силы F e\ моментов силы К е\ и источников тепла q(e) , плотности которых определяются выражениями:
Необходимо отметить следующие особенности полученного уравнения Гельмгольца (3.11) и выражения для Г. Как видно из выражения (3.12), постоянная распространения является комплексной величиной, что связано с затуханием ЭМВ по мере распространения из-за поглощения в рабочей среде. Кроме того, постоянная распространения Г, как видно из выражения (3.12), определяется уравнением электродинамического состояния рабочей
среды, т.е. зависимостью є = є(со, Т, Р) или зависимостями ЕІ І (со,Т,Р),
dJ=d ((i),T,P), tg5= tg6 (со,Т,Р). Это означает, что характер распределения ВЧ ЭМВ определяется термодинамическим состоянием среды. А она с течением времени изменяется из-за взаимодействия ВЧ ЭМВ со средой и преобразования части ее энергии в тепло. Качественные изменения в характере распространения ВЧ ЭМВ в среде будут наблюдаться, если в ней происходят фазовые переходы. В случае взаимодействия ВЧ ЭМП с веществом парафиногидратных пробок такой процесс возможен. Действительно, в результате возникновения внутренних источников тепла при распространении ВЧ ЭМВ в среде температура будет повышаться, и с течением времени при соответствующих условиях она может достичь значения температуры фазового перехода Тф, при которой начинается разложение гидрата на газ и воду. Обычно фазовые переходы характеризуются резкими изменениями диэлектрических свойств среды в области температуры фазового перехода, где возможны большие скачки дг/дТ.
Способы возбуждения электромагнитных волн в скважинах с отложениями
На практике добычи, сбора, подготовки и промысловой обработки газа и нефти наблюдается образование газогидратов в различных участках трубопроводов [61, 169]. В таких случаях зачастую бывает затруднительно разрушение газогидратов обычными методами. В связи с этим рассмотрим возможность разложения гидрата воздействием СВЧ излучения, рассматривая трубопровод как некий круглый волновод [48, 122, 161].
Для исследования особенностей разложения газогидрата в трубопроводе при воздействии СВЧ электромагнитного поля была разработана экспериментальная установка, блок-схема которой приведена на рисунке 4.2 [135, 168]. Она включает в себя: 1) модель трубопровода, 2) СВЧ генератор, 3) коаксиальную линию, 4) баллон с газом, 5) контрольно-измерительные приборы, 6) терморубашку,
СВЧ электромагнитная энергия в модель трубопровода вводится медным штырем, соединенным прямоугольным волноводом генератора с помощью коаксиально-волнового перехода. Энергия от прямоугольного волновода снимается также с помощью штыря. Источником СВЧ энергии является СВЧ генератор типа «Парус». Он имеет следующие технические характеристики: 1) номинальная СВЧ мощность не менее 2,2 кВт; 2) величина плавной регулировки ослаблена 0.. .20 дБ; 3) диапазон измерений коэффициента стоячей волны по напряжению (КСВН) в динамическом режиме 1,5... 10,0; 4) генерируемая частота фиксированная 2375 МГц±2%; 5) максимальная потребляемая мощность 6,5 кВт; 6) питание от трехфазной сети 380/220 В или 220/127 В; 7) расход промышленной или питьевой воды 1... 10 л/мин; 8) вес 280 кг.
Разрушение газогидрата в трубопроводе, который в электродинамическом отношении представляет круглый волновод, возможно только при возбуждении в нем электромагнитного поля соответствующей конфигурации. Основной тип волны в круглом волноводе представляет собой волну типа Нц [48, 122, 161]. Этот тип волны распространяется в нем с наименьшими потерями, что является одним из требований применения СВЧ энергии с целью разрушения газогидрата большей толщины в трубопроводе.
Длина рабочей волны Нц в волноводе радиуса а должна удовлетворять условию, определяемому выражением Х ХКр.
В круглом волноводе электромагнитная волна может распространяться лишь в том случае, если рабочая частота источника электромагнитной энергии удовлетворяет условию f fKp или X А,кр [98, 161].
В данном эксперименте f = 2375 МГц. Согласно условию X X а , радиус трубопровода а для возбуждения в нем волны типа Нц 2,61 3,41 находится в пределах 0,036 м а 0,048 м
Чтобы обеспечить измерения температуры вдоль модели трубопровода и одновременно давления, длина волновода принята равной 4 длинам электромагнитной волны в воздухе, т.е. она равняется 50,4 см. Учтено также количество газа, которое необходимо для заполнения модели. Поскольку концы волновода прозрачны, для СВЧ электромагнитной волны необходимо, чтобы излучение в окружающее пространство было минимально или вообще отсутствовало. Для этого рассчитаем величину где P(z) -мощность электромагнитного поля в сечении z трубопровода; Ро -мощность электромагнитного поля в точке ввода СВЧ энергии в трубопровод; a - коэффициент поглощения СВЧ электромагнитной волны.
Для расчета коэффициента поглощения а СВЧ электромагнитной волны в трубе воздушным заполнителем воспользуемся выражением a = ссд+ ам. Для трубы с воздушным заполнителем ад = 0. Коэффициент потерь энергии ам на стенках трубы рассчитаем по формулам работ [98, 161]. При f = 375 МГц, a = 0,34-107 Ом 1 м \ ц = 4л-10"7 2,72 Гн/м, Zc = J - »377Он, а = 0,04 м; fKp= 2,2 ГГц; vn = 1,841 из формулы (5) работы [61] ам= 0,092 м 1.
Контрольно-измерительные приборы включают манометры типа МУХАЗ-4 и медь-константановые термопары 5. На боковой поверхности цилиндра через расстояние 6 см приварены штуцера для манометров и термопар. Концы термопар опущены через штуцера в модель трубопровода на уровне его внутренней поверхности. Термопары подключены к милливольтметру типа М95 7 через распределитель 8 . Термопары изготовлены из обмоточных константановых и медных проводов типа ПЭШОК и ПЭЛШО сечением 0,2 мм2. Предварительно производилась градуировка термопар. Для поддержания определенной температуры в модели трубопровода используется терморубашка 6, которая с помощью штуцеров соединяется с термостатом. Торцевые части модели трубопровода изготовлены из оргстекла 11 и герметизированы крышками 12, что необходимо для визуального наблюдения за образованием и разрушением газовых гидратов.
Рабочий объем цилиндра составляет 30 дм3. Для герметизации в точке ввода СВЧ электромагнитной волны применен фторопластовый уплотнитель 13. Внешний и внутренний электроды коаксиальной линии разделены фторопластовыми шайбами. Объем газа, который вводится в модель, измеряется расходометром 9. Для подачи воды в модель трубопровода применен краник 10. Для создания СВЧ энергии в трубопроводе применен штыревой излучи-тель 14, который выступает от внутренней поверхности трубы на 3,2 см, равной четверти длины электромагнитной волны в воздухе.
Методика эксперимента заключалась в следующем: 1) определение работоспособности разработанной установки; 2) исследование термогидродинамических особенностей, возникающих при расплавлении льда в СВЧ поле; 3) отработка методики получения газогидрата в модели трубопровода; 4) исследование особенностей разложения газогидрата в трубопроводе при СВЧ электромагнитном воздействии. Предварительная опрессовка модели показала ее работоспособность до давлений 9,5... 10,0 МПа.
