Содержание к диссертации
Введение
1. Основные виды осложнений в эксплуатации обводненных скважин, оборудованных винтовыми насосными установками, на месторождениях нефти Урало-Поволжья 9
1.1 Краткая геолого-техническая характеристика и развиваемые параметры винтовых насосов с приводом от вращающейся колонны штанг 9
1.2 Опыт эксплуатации УСВН на месторождениях нефти Урало-Поволжья
Выводы 24
2. Исследование межремонтного периода работы скважин с УСВН и коэффициента подачи насосов 25
2.1 Сбор и систематизация основных геолого-технических параметров эксплуатации скважин 9 -
2.2 Влияние параметров эксплуатации УСВН и вязкости жидкости на межремонтный период работы, нагрузки и коэффициент подачи установок 38
Выводы 55
3. Закономерности подъема пластовых жидкостей в стволе скважин, оборудованных УСВН
3.1 Интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в рабочих органах насосов
3.2 Исследование условий разделения водонефтяной смеси в стволе скважин с помощью модели потока дрейфа ,„
Выводы 82
4. Разработка технологии разделения пластовых жидкостей в интервале продуктивного разреза и -закачки воды в поглощающий нижний горизонт .. 83
4.1 Промысловые исследования смешения пластовых флюидов и эмульгирования нефти в скважине с УСВН
4.2 Результаты опытно-промышленного внедрения технологии разделения пластовых жидкостей в скважинах
Выводы 97
Основные выводы и рекомендации 98
Литература 99
- Краткая геолого-техническая характеристика и развиваемые параметры винтовых насосов с приводом от вращающейся колонны штанг
- Опыт эксплуатации УСВН на месторождениях нефти Урало-Поволжья
- Сбор и систематизация основных геолого-технических параметров эксплуатации скважин
- Интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в рабочих органах насосов
Введение к работе
В последние годы в России и во многих других нефтедобывающих регионах мира все большее распространение получают новые технологии и технические средства скважинной добычи нефти. Среди них к наиболее перспективным средствам подъема нефти относится установка скважинного винтового насоса (УСВН) с приводом от вращающейся штанговой колонны.
Малая энерго- и металлоемкость поверхностного привода установок, возможность использования серийно-выпускаемых насосных штанг, простота и надежность рабочих органов насосов, широкий диапазон производительности позволяет УСВН уже на современном этапе успешно конкурировать с традиционными средствами подъема жидкости из скважин.
Возможность применения УСВН в скважинах, осложненных повышенным содержанием в добываемой продукции механических примесей, высокими значениями газосодержания, достаточно высокий создаваемый напор (до 2000м и более) позволили внедрять винтовые насосы в самых разнообразных условиях эксплуатации нефтяных месторождений.
К примеру, в ЗАО «Татойлгаз» в настоящее время ПО скважин оборудованы винтовыми насосными установками, что составляет 63% действующего фонда скважин. В том числе, на Урмышлинском месторождении 66 винтовых насосных установок, на Кузайкинском - 25, на Урустамакском - 19. В скважины спущены 84 насоса фирмы «КУДУ», 25 - фирмы «Вайзерфорд». Максимально достигнутый межремонтный период работы (МРП) некоторых скважин ЗАО «Татойлгаз» оборудованных УСВН на 01.01.2008 года составил более 1000 суток, при среднем значении 455 сут. Следовательно, существует достаточно большой резерв увеличения межремонтного периода скважин за счет совершенствования технологии добычи нефти винтовыми насосами. Согласно исследованиям других авторов к наиболее влияющим факторам на работу УСВН относятся вязкость жидкости и, особенно, кривизна стволов скважин.
Значительный вклад в решение проблем применения УСВН с приводом от вращения штанг для добычи нефти внесли работы Абуталипова У.М., Багина Л.Н., Брота А.Р., Горбатова B.C., Бидмана М.Г., Балденко Д.Ф., Валеева A.M., Закирова А.Ф., Казака А.С., Пономарева В.Г., Мухина Т.И., Ратова A.M., Султанова Б.З.,Уразакова К.Р., и др.
Вместе с тем, практика применения УСВН на различных стадиях разработки нефтяных месторождений выявила ряд новых актуальных задач, требующих своего решения. К таковым, прежде всего, относится высокая интенсивность смешения нефти и попутно добываемой воды в винтовой паре насоса. Образование стойких высокодисперсных эмульсий обратного типа (вода в нефти) существенно увеличивает нагрузки на привод насоса, ухудшает условия промыслового транспорта и предварительного сброса попутно добываемой воды на объектах добычи нефти. Предупреждение смешения и эмульгирования пластовых жидкостей позволило бы без существенных затрат отделять и утилизировать воду в разрабатываемые залежи для поддержания пластового давления или в принимающие водоносные пласты.
Целью настоящей работы является повышение эффективности добычи обводненной нефти установками скважинных винтовых насосов путем предупреждения смешения пластовых жидкостей в стволе скважины и утилизации попутно-добываемой воды в нижележащий поглощающий горизонт.
Задачами исследований согласно поставленной цели явились:
1. Установить основные виды осложнений в различных режимах эксплуатации добывающих скважин установками винтовых насосов на обводненных залежах нефтяных месторождений.
2. Определить зависимости межремонтного периода работы, потребляемой мощности оборудования и коэффициента подачи насосов от технологических параметров эксплуатации, вязкости нефти и кривизны стволов скважин.
3. Исследовать модель потока дрейфа и определить диапазон значений дебитов нефти и воды, при которых происходит их разделение в стволе обводненной скважины.
4. Исследовать интенсивность эмульгирования и возможность предупреждения образования стойких эмульсий в рабочих парах винтовых насосов путем отбора нефти с малым содержанием воды из скважины и одновременной закачкой основного объема воды в нижележащий поглощающий горизонт.
5. Разработать и провести опытно-промышленные испытания технологии добычи обводненной нефти с утилизацией пластовой воды, а также оценить ее эффективность.
Методы исследования
При решении поставленных задач в работе были использованы методы математической статистики, регрессионного анализа, промысловых и лабораторных методов замера вязкости и дисперсного состава двухфазных систем, глубинных приборов замера давления, систем и программных продуктов регулирования процесса механизированной эксплуатации скважин.
На защиту выносятся:
статистические зависимости влияния геолого-технических параметров эксплуатации скважин с УСВН и физических свойств жидкостей на межремонтный период работы, нагрузку на привод и коэффициент подачи установок;
результаты исследования эмульгирования пластовых жидкостей в винтовых парах УСВН, закономерностей движения и условий разделения водонефтяной смеси в эксплуатационной колонне скважины с помощью модели потока дрейфа;
технология разделения пластовых флюидов в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта и утилизации попутно-добываемой воды в нижележащий поглощающий горизонт.
Научная новизна результатов
1.Анализ и обобщение опыта эксплуатации скважин с УСВН на Урустамакском, Урмышлинском и Кузайкинском месторождениях в широком диапазоне геолого-промысловых условий показали снижение МРП скважин в 1,17...2,3 раза и увеличение токовой нагрузки на оборудование в среднем в 1,31 раза при увеличении интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/Юм и вязкости до 335 мПах.
2. Установлено, что коэффициент подачи УСВН при увеличении максимальной интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/Юм снижается с 0,68 до 0,51. Наибольшее влияние на рост Кпод оказывает давление на приеме насоса.
3. Установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах УСВН, приводящая к 10...14 кратному росту ее вязкости. При этом КПД насосной установки снижается в 1,28 раза.
4. Глубинными исследованиями изучена плотность потока дрейфа на забойных участках обводненных скважин и получены предельные дебиты нефти (29,8 м/сут) и воды (108 м/сут), при которых происходит «захлебывание» противотока нефти и воды в скважине и нарушение процесса разделения пластовых жидкостей, что позволило разработать способ добычи нефти с одновременной закачкой отделившейся в скважине воды в нижележащий горизонт.
Практическая значимость результатов
1. На основе анализа опыта эксплуатации более 250 скважин с УСВН на месторождениях Республик Татарстан и Башкортостан, установлено снижение надежности их работы из-за присутствия абразива в жидкости, высокой вязкости нефти и кривизны стволов скважин в рабочей зоне подвески насосов.
2. Разработана и внедрена в ЗАО «Татойлгаз» технология разделения пластовых жидкостей в зоне перфорации нефтеносного пласта и утилизации попутно-добываемой воды в нижерасположенный поглощающий горизонт с помощью сдвоенных винтовых насосов, один из которых откачивает нефтяную фазу, а другой - водную (патенты РФ № 2284410, №2290496). Экономический эффект от внедрения технологии одновременной добычи нефти и закачки воды на скв. 256 Кузайкинского месторождения составил 126,7 тыс. руб.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на: заседаниях научно-технического совета ЗАО «Татойлгаз» в 2002...2007г.г.
IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа. - г. Когалым. - 2003г.
научно-практической конференции, посвященной 60-летию девонской нефти. - г. Октябрьский. - 2004 г.
научно-практической конференции «Опыт эксплуатации и повышения эффективности использования штанговых винтовых насосных установок для добычи нефти. - г.Самара - 2007г.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка использованных источников из 120 наименований, изложена на 111 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц и 29 рисунков.
Краткая геолого-техническая характеристика и развиваемые параметры винтовых насосов с приводом от вращающейся колонны штанг
Для добычи нефти в осложненных условиях (высокая вязкость, кривизна стволов скважин, наличие песка и газа и т.д.) большое распространение в мировой практике получили штанговые насосные установки / 1,2,21,25,29,39,52,55,56,63,66,80,85,93,94,102,108,112 /. Простота устройства насосов, высокая надежность и возможность регулирования отборов жидкости с различных глубин вывели этот способ на ведущее место в нефтедобыче.
Вместе с тем, необходимо отметить большую металлоемкость наземного оборудования штанговых установок, низкий КПД и высокие энергозатраты на привод заставляют вести поиск альтернативных способов механизированной добычи нефти.
Особенно острой является проблема добычи высоковязкой нефти в связи с открытием и вводом в промышленную разработку залежей с огромными запасами углеводородного сырья / 10,65,110 /. При подъеме высоковязкой нефти штанговая насосная установка теряет работоспособность из-за сильного торможения колонны штанг в жидкости.
В этой связи в последние годы все большее распространение получают установки скважинных винтовых насосов (УСВН) с приводом от вращающейся колонны штанг. Они составляют уже на современном этапе серьезную конкуренцию УСШН благодаря малым сопротивлениям вращению штанг в вязкой среде низкому потреблению электроэнергии и малой металлоемкости привода /9, 16, 23, 35, 64, 69, 70, 71, 97, 99 /.
Установка скважинного винтового насоса представляет собой одновинтовую пару (рис. 1.1) (стальной ротор в эластомерном статоре), вращение которой производится поверхностным оборудованием через колонну насосных штанг. Статор насоса закреплен к колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), а ротор - к колонне штанг. Наиболее распространенным типом привода является электродвигатель, вращающий штанги через клиноременную передачу и редуктор. Вес насосных штанг передается опорно-уплотнительному узлу, расположенному ниже редуктора и служащему сальником для перекачиваемой среды. Отсекаемые каждым шагом винтовой пары порции жидкости нагнетаются в колонну НКТ и далее через катушку наземного оборудования - в выкидную линию скважины. Колонна штанг во избежание возникновения значительных сил трения о трубы обычно снабжается центраторами, а колонна НКТ - якорным устройством, предупреждающим ее повороты и деформации.
Промышленно освоенный выпуск винтовых пар производится рядом зарубежных фирм и компаний, к примеру: Вейзерфорд (США) «Гриффин Пампе»; «Куду» (Канада), «Шеллер-Блекманн» (Австрия), Бейкер Хьюз (США) и Нетч (Германия) / 16, 17, 18, 22, 27, 28, 36, 50, 58, 64, 65, 87, 100, 103, 109, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120 /. В России также освоен выпуск винтовых пар и поверхностного привода / 30, 31, 95, 105, 106 /. В частности, современные серии УСВН способны поднимать жидкость с глубин 2000м и более. Содержание абразивного песка в объеме добываемой продукции и свободного газа может доходить соответственно до 50 и 75% / 64, 115, 116/. Дебит жидкости может составить около 250м /сут. Температура откачиваемой среды благодаря совершенствованию качества эластомера может доходить до 90...120С в зависимости от содержания механических примесей /64, 116/. Рис. 1.1 - Установка винтового погружного насоса с поверхностным приводом для добычи нефти
Разработанные типы центраторов позволяют добывать нефть из скважин с углом наклона до 70 градусов.
Для добычи тяжелых высоковязких нефтей разработаны поверхностные приводы с крутящим моментом до 1900 Н.м с использованием тихоходного аксиально-поршневого гидродвигателя.
Современные УСВН расходуют электроэнергию на 60...75% меньше в сравнении с установками скважинных штанговых насосов с межремонтным периодом работы до 1000 сут. и более. На представлены характеристики основных типоразмеров винтовых насосов в координатах: «частота вращения вала ротора - подача» и «частота вращения вала ротора - мощность на валу». Виден линейный характер зависимостей, а также наличие нулевой подачи при небольших числах вращения вала ротора насоса. Причем с ростом подачи насоса значение скорости вращения при нулевой подаче возрастает. Напорные характеристики основных типоразмеров Characteristic head basic types Аналогичные характеристики имеют насосы 40-Т-025 фирмы Screw Pumps (рис. 1.З.). С ростом давления нагнетания происходит снижение производительности независимо от числа оборотов ротора. Снижение производительности из-за утечек происходит по нелинейному закону.
Опыт эксплуатации УСВН на месторождениях нефти Урало-Поволжья
Начало внедрения УСВН на месторождениях Республик Татарстан и Башкортостан относится к середине 90-х годов / 33, 36, 37, 87, 106 /.
В / 64, 116 / показано, что первые установки скважинных винтовых насосов марки «Мейко» получили распространение в США в начале 80-х годов. Максимальная глубина спуска этих насосов, предназначенных для подъема высоковязкой нефти, составляла немногим более 1000 м. Подобные установки марки «Родемип» в конце 80-х годов начала выпускать Франция. Более совершенные по сравнению с насосами «Мейко» они позволяли отбирать нефть с глубин до 2000 м. Наибольшая производительность установок в настоящее время составляет 240м3/сут / 64 /. Канадскими фирмами Corod Manufacturing и Canada Petroleum Ltd / 64 / созданы винтовые насосы с большим крутящим моментом (1900 Н.м) для добычи высоковязких нефтей (до 60000 мПа-с после разгазирования). Общее число фирм, выпускающих УСВН с поверхностным приводом, составляет в настоящее время около 10.
В Республике Башкортостан в 1993-1999гг. применялись насосы фирм «Гриффин Пампе», позволяющие откачивать жидкость с подачей до 35 м /сут при напоре до 12,2 МПа. В Республике Татарстан наибольшее распространение получили насосы фирмы «Шеллер-Блекманн» GMBH и «Куду». Насосы этих фирм предназначены для эксплуатации скважин с содержанием в откачиваемой жидкости воды до 90%, твердых механических частиц до 180 г/л, сероводорода на устье скважины до 5%, газовой фазы до 50 м /т. Плотность добываемой жидкости 0,8-0,9 г/см , вязкость 1,0-1000 мПа.с. Температура окружающей среды на поверхности изменяется от - 40 до 40С, на забое - до 50С.
Опыт эксплуатации УСВН в наклонно направленных и обводненных скважинах с вязкой жидкостью накоплен в НГДУ «Аксаковнефть» и «Краснохолмскнефть». Испытывались 27 установок «Гриффин Пампе» в скважинах с различными дебитами, вязкостью жидкости и пространственными параметрами стволов скважин. Испытания показали возможность отбора нефти из скважин с дебитами 3-40 м /сут при высоте подъема жидкости до 1300 м и массовом содержании песка до 1%. Присутствие абразива в жидкости существенно изнашивает эластомер статора насоса. В итоге в первые 12-18 мес. эксплуатации дебит скважины снижался на 30-50%. Так, из рис. 1.4. видно, что за 5 мес. эксплуатации дебит скв. 180 снизился с 25 до 7 м /сут /109/.
Искривление стволов скважин значительно влияет на отказы штанг из-за чрезмерно высоких сил полусухого трения и знакопеременных напряжений, возникающих в теле штанги за один оборот. Например, в скв.402, 395, 713 и 171 НГДУ «Аксаковнефть» со сверхнормативным искривлением более 1,5 на 10м и зенитным углом в зоне набора кривизны более 20 наработка колонны штанг в среднем составила около 120 сут.
В табл. 1.4 приведены результаты перевода скважин, оборудованных УЭЦН и УСШН, на УСВН в НГДУ «Краснохолмскнефть» / 34, 87 /.
Во всех скважинах дебит жидкости Qx увеличился. Продукция скважин отличается высокой вязкостью, которая существенно уменьшает подачу УСШН и УЭЦН. При росте вязкости жидкости в скважинах с УСШН значительно увеличиваются местные сопротивления в приемном клапане, в скважине с УЭЦН повышаются гидравлические сопротивления в рабочих колесах и, как следствие, развиваемый ими напор. Подача скважинного винтового насоса теоретически мало зависит от вязкости перекачиваемой жидкости.
Сломы и обрывы элементов привода УСВН и колонны насосных штанг согласно исследованиям других авторов /15,16,31,32,34,54,58,64,106/ являются причиной повышения крутящих моментов на валу привода из-за увеличения гидродинамического трения колонны штанг при добыче высоковязкой нефти и полусухого трения вращающейся колоны о трубы в искривленной скважине.
При проектировании УСВН эти виды трения не учитываются в расчетах, в результате чего в металле штанг появляются дополнительные напряжения кручения и изгиба.
Как правило, превышение фактических нагрузок на оборудование над расчетными приводит к слому переводника к приводу винтового насоса или обрыву штанг.
Скручивание колонны насосных штанг из-за значительных крутящих моментов на валу привода УСВН в свою очередь увеличивает трение штанг о насосно-компрессорные трубы. Они же являются причиной отворотов штанг при вынужденных остановках скважин. Наличие стопора обратного вращения при остановках практически мало решает проблему отворотов штанг из-за значительной упругой энергии, накопленной в штангах при скручивании колонны в рабочем режиме УСВН.
В период пуска винтового насоса ротор начинает вращаться после того, как приводной вал сделает несколько оборотов. Колонна штанг закручивается, накапливая энергию упругой деформации. При остановке насоса эта энергия высвобождается путем раскручивания штанг в обратную сторону, что приводит к отворотам штанг в местах со слабой затяжкой. В /109/ рекомендуется использовать в таких условиях центраторы колонны насосных штанг. Однако, возникновение значительных радиальных сил, действующих на центраторы при стремлении к скручиванию колонны, способствуют дополнительному трению и износу подземного оборудования.
Отворот штанг происходит и при выходе ротора из статора, когда ротор начинает вращаться в противоположную сторону из-за накопленной энергии скручивания.
Некачественное изготовление ротора и статора также является причиной их быстрого выхода из строя. В ряде случаев на их выход влияет агрессивный характер откачиваемых жидкостей и наличие в них твердых абразивных включений. На скв.813 НГДУ «Бавлынефть» и скв.4811 НГДУ «Татнефтебитум» произошло отслоение хромистого слоя ротора при взаимодействии с закачанной соляной кислотой при обработке скважин.
Содержание сероводорода в жидкости свыше 5% часто приводит к набуханию эластомера статора УСВН и его разрушению. В /109/ отмечается, что применение различных химических реагентов для внутрискважинной деэмульсации и депарафинизации может также привести к постепенному разрушению эластомера из-за их агрессивности.
Упругие деформации и неравномерность трения за полный оборот колонны штанг приводят к тому, что накопленное скручивание в какой-то момент сопровождается обратным раскручиванием колонны штанг.
Сбор и систематизация основных геолого-технических параметров эксплуатации скважин
В предыдущей главе были показаны основные виды отказов оборудования УСВН и предполагаемые причины их возникновения. Для повышения межремонтного периода работы скважин и подачи насосов необходимо установить количественные связи между этими показателями и геолого-техническими параметрами эксплуатации скважин. Иными словами, необходимо провести многофакторный анализ влияния указанных параметров на внешние показатели работы УСВН. Располагая результатами этого анализа, выраженными уравнениями регрессии, можно, во-первых, прогнозировать МРП и коэффициент подачи, во-вторых, целенаправленно предпринимать меры по их увеличению путем изменения величины какого-либо независимого фактора в ту или иную сторону.
Для анализа был собран исходный материал по Урмышлинскому,, Кузайкинскому и Урустамакскому месторождениям (табл. 2.1 и 2.2), включающий практически весь комплекс геолого-технических параметров эксплуатации, а также наработки УСВН и фактический дебит.
Учитывая, что на работоспособность УСВН и нагрузки на оборудование влияют, согласно результатов анализа гл.1 вязкость добываемой нефти и искривление ствола скважины дополнительно к исходному был собран материал по инклинометрии эксплуатируемых скважин и проведены замеры вязкости на устье, токовой нагрузки на электродвигатель привода насоса и давления на его приеме. Ввиду большого числа исходных факторов каждая таблица (2.1 и 2.2) была подразделена на две части (а и б). В таблице 2.1 а по каждому месторождению вошли типоразмер насоса, наработка, глубина подвески, устьевое давление, размеры шкивов, число оборотов вала насоса, теоретический и фактический дебиты, газовый фактор, обводненность нефти и динамический уровень. В табл. 2.1 б вошли давление в затрубном пространстве, токовая нагрузка, давление на приеме, плотности нефти и воды, вязкость жидкости на устье, максимальный угол искривления ствола скважины, содержание серы, СО2 и общая минерализация попутно-добываемой воды.
Как видно из табл. 2.16 незначительные интервалы изменения имеют плотности нефти и попутно-добываемой воды. Эти факторы также были исключены из регрессионного анализа.
Влияние обводненности продукции скважины согласно /14/ проявляется через вязкость образующейся в результате смешения жидкостей водонефтяной эмульсии. В этой связи отмеченные параметры были исключены из рассмотрения.
Влияние различных параметров эксплуатации на дебит скважины необходимо отразить в безразмерной форме - коэффициенте подачи, зависящем от таких факторов, как число оборотов ротора насоса, вязкости жидкости и давления на приеме. Вязкость жидкости в НХТ принималась равной вязкости жидкости, замеренной на устье скважины.
Межремонтный период работы (наработка в табл.2.la), равно как и сила тока на клеммах привода УСВН, зависит от оставшихся независимых параметров - числа оборотов вала насоса, вязкости жидкости, максимального угла искривления ствола скважины в интервале от устья до точки подвески насоса, а также глубины подвески насоса. Максимальный угол искривления приведен в табл. 2.2.
В расчет не принималась искривленность ствола ниже подвески насоса. Зенитный угол расположения ствола в расчет не принимался ввиду его зависимости от искривленности ствола выше рассматриваемого участка. В самом деле, отметки с максимальным зенитным углом согласно табл. 2.2. расположены в подавляющем большинстве ниже отметок с максимальным искривлением ствола скважины. 2.2 Влияние параметров эксплуатации УСВН и вязкости жидкости на межремонтный период работы, нагрузки и коэффициент подачи установок
Ниже приводятся результаты регрессионного анализа межремонтного периода, токовой нагрузки и коэффициента подачи насосов в зависимости от указанных параметров. Первые два показателя рассматриваются в зависимости от числа оборотов ротора насоса, вязкости жидкости на устье скважин, максимальной интенсивности искривления, а также глубины подвески насоса.
Коэффициент подачи УСВН рассматривается в зависимости от числа оборотов вала насоса, вязкости жидкости, давления на приеме (Рпр, 10 МПа) интенсивности искривления и глубины подвески насосов.
Интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в рабочих органах насосов
Известно, что основным эмульгирующим звеном в системе добычи нефти является оборудование добывающих скважин /11,14,20,21,39, 41, 43, 44, 45, 47, 48, 51, 67, 82, 83, 90, 91, 92, 96, 107 /. В скважинах с УЭЦН (электроцентробежные насосы) образование нефтяных эмульсий происходит в рабочих ступенях насосов, в скважинах с УСШН (штанговые насосы) - в насосно-компрессорных трубах. Наиболее стойкие и высокодисперсные эмульсии образуются в скважинах с УЭЦН. Поэтому добыча, сбор и подготовка нефти при этом способе эксплуатации сопряжены с высокими материальными и энергетическими затратами.
Перспективы применения УСВН связаны с возможностью откачки нефтей повышенной вязкости, с большим содержанием газа или і мехпримесей. По производительности и глубинам отбора эти установки не уступают УСШН, а в ряде случаев превосходят их. Поэтому исследование эмульгирующего действия УСВН является важным с точки зрения проектирования систем добычи, сбора и подготовки нефти / 20, 82 /.
Основной интерес для проектирования представляют эмульсии обратного типа (вода в нефти), обладающие высокой вязкостью и стойкостью к разрушению. Обводненность таких эмульсий доходит до 70% и более.
Эмульсии прямого типа ввиду малой вязкости и стойкости значительной проблемы уже не представляют.
Диспергирование водной фазы в нефти может происходить либо в поле сдвиговых деформаций, либо под действием динамических сил, в частности турбулентных пульсаций.
Крупные водные капли, попав в зону контакта ротора со статором, в сдвиговом поле скоростей вытягиваются и разрываются на более мелкие. Баланс сдвиговых напряжений, действующих на каплю в этом случае имеют вид /14, 20, 43, 101 /: где: dK - диаметр капли; а - поверхностное натяжение на границе фаз; у - градиент скорости, действующей на каплю; ОС - числовой показатель.
Из (3.1) следует, что при прочих равных условиях диаметр капель тем меньше, чем больше градиент скорости течения в ее окрестности.
Эмульгирование водонефтяной смеси в винтовом насосе происходит при попадании в зону контакта стального ротора с эластомерным статором. Малые зазоры, исчисляемые от нескольких до десятков микрон и высокие скорости вращения ротора создают чрезвычайно высокие градиенты скорости жидкости. Согласно расчетов величина градиентов в УСВН может доходить до 104с-1 и выше. Время пребывания смеси в насосе, а, следовательно, и постоянного диспергирования водной фазы составляет в среднем около 1,2 мин. За этот период происходит достаточно интенсивное эмульсеобразование. В процессе подъема жидкости дальнейшего диспергирования не происходит из-за отсутствия более сильных эмульгирующих факторов. В этот период происходит процесс стабилизации эмульсии адсорбцией природных эмульгаторов на межфазной поверхности / 14,39,42/.
Исследования, проведенные на скважинах 220, 469 и 256 Урустамакского месторождения ЗАО «Татойлгаз» показали высокую степень дисперсности эмульсий на устье этих скважин, обводненных соответственно на 35, 40 и 60%.
Такой факт, очевидно, связан с тем, что диспергирование плотно упакованных капель в поле сдвиговых деформаций связано не только с дроблением, но и с коалесценцией.
Контактирование высококонцентрированных эмульсий при их деформации (вытягивании) ведет к прорыву пленок, несмотря на укрупнение капель в сравнении с эмульсиями малой концентрации, а вязкость концентрированных эмульсий по мере увеличения обводненности продолжает возрастать.
Более детальному исследованию дисперсного состава подверглась эмульсия, отобранная на устье скв. 11217. На рис. 3.2 видна кинетика расслоения эмульсии, обработанной деэмульгатором из расчета 100г/тн. Видно, что обработка реагентом позволила достичь ускоренного расслоения эмульсии за период времени порядка 5 мин.
На рис. 3.3 и 3.4 показаны интегральная и дифференциальная кривые распределения водных капель эмульсии по размерам. Видно, что наиболее вероятный диаметр капель водной фазы эмульсии составил 7 мкм.
Для оценки влияния способа эксплуатации скважин установками СВН на интенсивность эмульгирования пластовых жидкостей по ряду скважин АНК «Башнефть» был проведен анализ вязкости на устье при эксплуатации штанговыми и винтовыми насосами / 34 /. Из табл. 3.1. видно, что в большинстве случаев произошло значительное увеличение вязкости жидкости на устье скважин.
