Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ проблемы образования вязких водонефтяных эмульсий в скважинах 9
1.1 Осложнения при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами 9
1.2 Образование вязких водонефтяных эмульсий в скважинах 14
1.3 Проблема определения свойств водонефтяных эмульсий
1.4 Пути решения проблемы образования вязких водонефтяных эмульсий при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами 20
1.5 Влияние поверхностно-активных веществ на образование и разрушение водонефтяных эмульсий 24
Выводы по первой главе 27
ГЛАВА 2 Экспериментальные исследования физических свойств водонефтяных эмульсий 28
2.1 Исследования состава и физико-химических свойств пластовых флюидов для условий эксплуатации погружных электроцентробежных насосов 28
2.2 Исследование влияния состава и условий образования водонефтяных эмульсий на их физико-химические свойства 35
2.2.1 Определение условий формирования водонефтяных эмульсий и их дисперсность 36
2.2.2 Определение устойчивости эмульсий 40
2.2.3 Исследование реологических свойств водонефтяных эмульсий 52
2.3 Исследование состояния органических структурообразующих компонентов в нефти при изменении термобарических условий 70
2.3.1 Исследование процесса кристаллизации парафина при изобарическом снижении температуры 73
2.3.2 Исследование процесса формирования частиц асфальтенов при изотермическом снижении давления 76
Выводы по второй главе з
ГЛАВА 3 Моделирование условий работы, получение напорно-расходных и энергетических характеристик установок электроцентробежных насосов при откачке вязких смесей . 79
3.1 Методика проведения исследований 79
3.2 Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на напорно-расходную характеристику работы электроцентробежного насоса 83
3.3 Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на энергетическую характеристику работы электроцентробежного насоса 87
3.4 Оценка погрешностей при проведении измерений 92
Выводы по третьей главе 93
ГЛАВА 4 Обоснование технологии внутрискважинной деэмульсации 94
4.1 Определение диффузионных свойств деэмульгаторов 94
4.2 Определение коэффициента флокуляции асфальтенов 101
4.3 Исследование влияния поверхностно-активных веществ на вязкостные параметры водонефтяных эмульсий 104
Выводы по четвертой главе 107
ГЛАВА 5 Промысловые испытания технологии внутрискважинной деэмульсации 108
Выводы по пятой главе 118
Заключение 119
Список сокращений и условных обозначений 121
Список литературы
- Образование вязких водонефтяных эмульсий в скважинах
- Исследование влияния состава и условий образования водонефтяных эмульсий на их физико-химические свойства
- Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на напорно-расходную характеристику работы электроцентробежного насоса
- Исследование влияния поверхностно-активных веществ на вязкостные параметры водонефтяных эмульсий
Образование вязких водонефтяных эмульсий в скважинах
Попадая в рабочие органы погружных электроцентробежных насосов, нефть с водой интенсивно перемешивается, что приводит к образованию новой структуры - эмульсии, отличной по свойствам от исходных компонентов. Эмульсии являются термодинамически неустойчивыми дисперсными системами, состоящими из двух взаимно нерастворимых жидкостей различной полярности, в которых внешняя фаза образует дисперсионную среду, а другая диспергированная в ней жидкость является дисперсной фазой.
Существует несколько общепринятых классификаций эмульсий, предложенных российскими и зарубежными исследователями. Авторами [21,22] предложена классификация по характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды, согласно которой эмульсии принято разделять на три группы:
Зарубежными авторами [23,24] предложена прямо противоположная классификация, согласно которой эмульсии воды в нефти принято считать прямыми эмульсиями, а нефти в воде - обратными.
Также эмульсии различают на монодисперсные, когда все глобулы воды имеют один и тот же размер, и полидисперсные - глобулы воды разных размеров.
При эксплуатации скважин насосными установками, где происходит наиболее интенсивное перемешивание, чаще всего приходится иметь дело с полидисперсными эмульсиями обратного типа [25,26,27]. Такие структуры чаще всего образуются при обводненности продукции скважин 30-80 % и обладают повышенными значениями вязкости и устойчивости. Для понимания причины проявления аномальных свойств эмульсий далее будет рассмотрен процесс их формирования. В процессе эмульгирования дисперсной фазы в дисперсионной среде одновременно протекают два диаметрально противоположных процесса: диспергирование (разделение) и коалесценция (слияние). Процесс диспергирования внутренней фазы при получении эмульсий заключается в объемной деформации больших сферических капель при значительных скоростях турбулентного режима течения в цилиндры. При больших критических размерах цилиндра он самопроизвольно распадается на большую и малую капли, что термодинамически выгодно, так как свободная энергия его больше, чем сумма свободных энергий большой и малой капель [28,29,30]. Таким образом, в результате данного процесса происходит увеличение межфазной поверхности.
После завершения процесса диспергирования полученная эмульсия из-за избыточной свободной энергии, связанной с большой межфазной поверхностью, стремится к коалесценции, т.е. сокращению этой поверхности. Поэтому все эмульсии как прямого, так и обратного типа - системы термодинамически неустойчивые, стремящиеся к разделению на отдельные фазы.
В работах [30,31,32,33,34,35] авторами установлено, что на устойчивость эмульсий обратного типа оказывает влияние структурно-механический барьер, который образуется на границе раздела фаз при помощи природных стабилизаторов. К основным таким стабилизаторам относятся асфальтосмолистые вещества, комплексы порфиринов, церезины. Кроме того, в формировании стабилизирующего слоя участвуют твердые частицы песка, продуктов коррозии, солей, гидрооксидов, которые содержатся в высокодисперсном состоянии в нефти или пластовой воде. Данные вещества адсорбируются на границе раздела фаз, образуя структурированные молекулярные слои, и тем самым препятствуют контакту и коалесценции диспергированных глобул воды.
По определению П. А. Ребиндера - низкомолекулярные природные эмульгаторы, растворимые в нефти и обладающие высокой поверхностной активностью на границе нефть-вода, а также их адсорбционные слои имеют слабо выраженные структурно-механические свойства, как следствие, приводят к образованию малоустойчивых эмульсий. Высокомолекулярные эмульгаторы (асфальтены и смолы), напротив же, обладают слабой поверхностной активностью, но образуют слои с высокой структурной вязкостью и прочностью на сдвиг, поэтому устойчивость образующихся эмульсий на порядок выше [38,39,40].
С течением времени адсорбция диспергированных эмульгаторов на водно-нефтяной поверхности увеличивается и приводит к существенному утолщению межфазного слоя, поэтому эмульсия обратного типа становится более устойчивой, чем только что образовавшаяся - происходит процесс так называемого «старения» эмульсии [21], который помимо всего прочего сопровождается увеличением вязкости смеси.
Авторами [41,42,43] отмечено, что развитие процесса «старения» зависит от начального состава стабилизатора в образовавшейся эмульсии. Так, если в составе стабилизатора преобладают асфальто-смолистые вещества, то старение таких эмульсий происходит медленно, а адсорбция стабилизаторов и устойчивость эмульсий остаются на одном уровне. В другом случае, при преобладании парафинового компонента, в процессе старения эмульсии увеличивается общая адсорбция стабилизатора.
В работах А.А. Петрова и Г.Н. Позднышева [37,44,45] отмечено, что основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий являются асфальтены. Однако деасфальтизация не лишает способности нефти к образованию эмульсий, а лишь снижает их агрегативную устойчивость.
Согласно исследованиям В.Г. Аванесяна [46], каждая эмульсия обладает специфическими особенностями в зависимости от ее физико-химического состава, содержания различных примесей, свойств отдельных компонентов, природы и условий образования и т.д. Степень влияния какого-либо компонента в эмульсиях различных типов проявляется по-разному.
Исследование влияния состава и условий образования водонефтяных эмульсий на их физико-химические свойства
Анализ результатов показал, что параметры электростабильности, полученные для эмульсий Илишевского месторождения, отличаются от параметров, полученных для Сергеевского месторождения. Эти отличия связаны с влиянием количества структурообразующих поверхностные слои эмульгаторов на границе раздела фаз. Эмульсии, образованные нефтью Илишевского месторождения более устойчивые и содержат более прочные бронирующие оболочки на глобулах дисперсной фазы. Так величина максимального значения напряжения пробоя для нефти Илишевского месторождения в 1,2 раза больше, чем для Сергеевского. В тоже время содержание водной фазы при этих значениях напряжения начала пробоя смещается в сторону увеличения. Для Сергеевской нефти она составляет 60 %, а для Илишевской 80 %.
Анализ значений электросопротивлений по участкам для эмульсий Илишевского месторождения показал, что максимальное сопротивление току происходит при содержании водной фазы 70 %. Причем для этой обводненности возрастает разница сопротивлений току, проходящему через дисперсионную среду и дисперсную фазу. При 50 % водной фазы разница эта составляла 11,7 МОм, а при 70 % 28,2, что в 2,4 раза больше.
Таким образом, исследования электростабильности эмульсий показали, что устойчивость эмульсий зависит от состояния и количественного содержания естественных эмульгаторов в составе бронирующего слоя на границе раздела фаз нефть-вода.
В зависимости от содержания водной фазы и количества высокомолекулярных компонентов в нефти максимальное значение электростабильности эмульсий наблюдается со смещением. Из Сергеевской нефти, имеющей меньшее содержание природных ПАВ, образуются эмульсии агрегативно менее устойчивые.
Проведенные исследования электростабильности подтверждают визуальную оценку агрегативной устойчивости. Для нефти Илишевского месторождения наиболее устойчивые эмульсии образуются при содержании водной фазы 80 %.
При определении и расчете вязкостных параметров неизученной дисперсной системы нельзя заранее предсказать, окажется она действительной (ньютоновской) или кажущейся (неньютоновской). С этой целью в реологии введено понятие консистентности, которая определяется полными соотношениями между силовыми факторами и характеристиками течения [80,81]. По анализу кривой консистентности можно определить природу дисперсной системы. Если кривая консистентности не проходит через начало координат, то дисперсная система обладает пределом текучести. В противном случае, система обладает вязкоупругими свойствами. Кривые консистентности строятся в координатах касательное напряжение - градиент скорости (т; у).
Гипотеза Ньютона о линейной связи между тангенциальным напряжением и скоростью сдвига является приближением, справедливым для абсолютного большинства низкомолекулярных жидкостей или растворов, но при рассмотрении реологических свойств жидкостей, склонных к структурообразованию, в том числе водонефтяных эмульсий, происходит отклонение от закона вязкого течения Ньютона [82]. Такие структурированные жидкости называются неньютоновскими, и для них реологическая кривая т=т(у) (кривая течения или кривая консистентности) не является линейной, т.е. вязкость не остается постоянной, а зависит от скорости сдвига.
Экспериментальные исследования проведены на ротационном вискозиметре «Rheotest» Rn 4.1 компании Messgerate Medingen GmbH (рисунок 2.17). Ротационный вискозиметр позволяет проводить измерения при регулируемом напряжении сдвига (CS - Controlled Stress) и скорости сдвига (CR - Controlled Rate) при температуре от минус 30 С до 200 С и вязкости жидкости в интервале Для изучения тиксотропных свойств жидкости использовался режим с регулируемой скоростью сдвига CR. Сущность исследований заключалась в получении зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига при постепенном увеличении последнего параметра от нуля до заданного значения (кривая течения жидкости). Для количественной характеристики явления тиксотропии используют площадь петли гистерезиса, образованной кривыми течения жидкости при изменении скорости сдвига. Площадь имеет размерность энергии, отнесенной к объему образца, подвергнутого сдвигу, и определяет величину энергии, необходимой для разрушения тиксотропной структуры [83].
Площадь гистерезиса заключена в пределах 3-х кривых течения, полученных за единый цикл измерений: - кривая плавного увеличения скорости сдвига от 0 до заданного значения у (прямой ход); - кривая вращения при постоянной скорости сдвига у (ожидание полного разрушения структуры); - кривая плавного уменьшения скорости сдвига от у до 0 (обратный ход). Результаты построения реологических кривых прямого и обратного хода устьевой пробы нефти Илишевского месторождения при изменении температуры представлены на рисунке 2.18. Различный характер деформаций в исследуемых образцах виден из зависимостей скоростей сдвига нефти от приложенных напряжений (рисунок 2.18). При температуре 20 С и более нефть ведет себя практически как ньютоновская жидкость.
Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на напорно-расходную характеристику работы электроцентробежного насоса
Для моделирования условий работы электроцентробежного насоса при откачке вязкой смеси и оценки степени ухудшения его технологических параметров на базе лаборатории кафедры РНГМ Национального минерально-сырьевого университета «Горный» был подготовлен экспериментальный стенд [97]. Лабораторный стенд (рисунок 3.1) включает в себя: динамический, регулируемый по скорости, одноступенчатый насос - MDR45 (таблица 3.1) - 2, резервуар для перекачиваемой жидкости - 7, комплект гидравлической арматуры и труб, систему управления насосом и визуализации гидравлических параметров жидкости. Динамический насос зафиксирован на профильных панелях при помощи крепежных кронштейнов.
Для изменения числа оборотов приводных асинхронных электродвигателей использовался частотный преобразователь Lenze. Резервуар 1 предназначен для обеспечения системы необходимым количеством рабочей жидкости в замкнутом цикле. Выполнен из оргстекла и зафиксирован в пазах профильной плиты 9 при помощи крепежных винтов. Гидравлическая система представляет собой совокупность отсечных кранов с ручным управлением, тройников, поворотов и обратных клапанов - 7, соединённых между собой быстроразъёмными соединениями. Трубопроводы 10 изготовлены из пластика и имеют калиброванный наружный диаметр 15 мм, внутренний диаметр 11,5 мм. Рабочее давление трубопроводов 6 атм. при температуре до 65 С.
Система управления и визуализации включает в себя персональный компьютер 8, специализированное программное обеспечение, АЦП National Instruments, датчики расхода 5 и давления жидкости на входе в насос 3 и выходе из него 4, преобразователи сигналов. Параметры потребляемой двигателем мощности считываются при помощи цифрового ваттметра, вмонтированного в систему. Регулирование частоты оборотов двигателя насоса осуществляется при помощи частотного преобразователя переменного тока Lenze 11. Разводка проводов к датчикам выполнена таким образом, что, изменяя гидравлическую схему, датчики можно переносить в необходимые места. Система управления лабораторным стендом установлена на специальной консоли, зафиксированной в мобильном основании стенда.
В качестве рабочих жидкостей в стенде использовалась пресная вода (примерно 12 литров), а также водоглицериновая смесь, заданная по параметру вязкости (таблица 3.2). Для перехода от абсолютных величин к относительным использовался параметр кратности увеличения вязкости, который показывает отношение вязкости смеси к вязкости пресной воды.
На сегодняшний момент, для подбора электроцентробежных насосов к скважинным условиям используют методики, основанные на зависимостях П.Д. Ляпкова, в которых заложен пересчет паспортных характеристик работы насоса при перекачке вязких систем. Для упрощенного расчета по данным зависимостям и оценке влияния только параметра вязкости смеси на работу ЭЦН были проведены расчеты корректировочных коэффициентов для стендового насоса по следующим формулам [98]: где со - угловая скорость вала насоса, рад/с; QHOM - номинальная подача насоса, м3/сут; Ржн плотность продукции в насосе, кг/м3. Проведенные исследования актуальны для водонефтяных смесей с низким газосодержанием (до 1 %), что соответствует участку скважины от глубины спуска насоса до сечения НКТ, где Р=Рнас.
Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на напорно-расходную характеристику работы электроцентробежного насоса При проведении исследований на экспериментальной лабораторной установке были получены результаты определения зависимости напора от подачи насоса при откачке вязкой смеси (рисунок 3.2). 0,8
Напорно-расходная характеристика стендового насоса при работе на частоте двигателя 50 Гц Как видно из графика, уже при двукратном увеличении вязкости откачиваемой продукции происходит существенное снижение напорно-расходной характеристики. По напору снижение достигает 8%, а по подаче до 15%. Дальнейшее увеличение вязкости смеси приводит к многократному снижению напора и подачи насоса до 45% и 50% соответственно, тем самым переводит рабочую характеристику насоса в низкоэффективную левую зону. Для оценки влияния частотного регулирования на напорно-расходные характеристики были проведены эксперименты с частотами в диапазоне от 30 Гц до 60 Гц. Далее, на основе полученных результатов, по формулам (3.1-3.2) и (3.5-3.6) были произведены расчеты корректировочных коэффициентов.
Исследование влияния поверхностно-активных веществ на вязкостные параметры водонефтяных эмульсий
Анализ параметров работы УЭЦН скважин Арланского месторождения показал, что при выводе на режим скважин без ЧРП происходит мгновенный разгон установки, который сопровождается выносом большого количества мехпримесей, что влечет за собой значительный износ рабочих органов, уменьшая при этом работоспособность установки. На скважинах, оборудованных УЭЦН с ЧРП по графическим зависимостям видно, что разгон до промышленной частоты (50 Гц) осуществляется в течение 3...4 суток. Установке был задан «щадящий» режим разгона, идет плавная нагрузка на ПЭД. Увеличение частоты установки на 4 Гц позволило получить дополнительную добычу нефти в среднем на 5 т/сут., не требуя при этом дополнительных вложений.
По результатам исследований применения дозированной подачи деэмульгатора на прием погружного насоса с помощью СПКУ и УДЭ с целью предотвращения образования высокостойкой эмульсии технологическая эффективность от применения данного способа выглядит следующим образом.
На первом этапе предотвращения образования эмульсии и влияния на технологическую эффективность не наблюдается. При разовых обработках деэмульгатором эффективность обработок составляет 2...3 дня. В дальнейшем скважина останавливается после срабатывания защитного устройства (по «недогрузу» или «перегрузу») или проводится повторная обработка деэмульгатором, также с потерей дебита (частичная циркуляция через перепускной клапан с целью доведения деэмульгатора на прием насоса). При данном способе предотвращения образования эмульсий происходят потери по жидкости, а соответственно и потери по нефти. Это вызвано остановками два раза в неделю УЭЦН по причине срабатывания защитных устройств или закачкой деэмульгатора в затрубное пространство скважины. Более того частые остановки УЭЦН, а именно пусковые нагрузки при запуске определяют дальнейшую судьбу эксплуатации ЭЦН которая может быть снижена, как показывает опыт, в два раза [108].
На втором этапе исследований - постоянная подача деэмульгатора на прием насоса через СПКУ с помощью дозировочного устройства с удельным расходом 40 г/т дала положительный эффект в части прекращения остановок ЭЦН по причине срабатывания защитных устройств (и произошло увеличение дебита жидкости на 5,3 м3/сут. (по нефти 4,4 т/сут.) от режимных значений.
На третьем этапе исследований - увеличение частоты ПЭД ЭЦН до 54 Гц в связи с имеющимся потенциалом скважины по притоку жидкости (по забойному давлению) мы получили дополнительную добычу жидкости на 8,6 м3/сут. (по нефти 5,9 т/сут.) от режимных значений.
В результате промысловых испытаний технологии внутрискважинной деэмульсации динамический уровень снизился на 64 м (с 793 до 857 м), МРП скважин увеличился на 155 сут. (с 550 до 705 сут.), среднегодовое количество ремонтов уменьшилось с 1,4 до 0,9. Основные технико-экономические выводы приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1- Оценка эффективности применения способов предупреждения образования водонефтяных эмульсий в насосном оборудовании
Способы предотвращенияобразования водонефтяныхэмульсий Технологическая эффективность Экономическая эффективность
Заливка реагента в затрубное пространство скважины Малоэффективна, посколькудействие реагента хватает наопределенное время (2... 3 дня)по истечению временинеобходимо проводитьповторные обработки,связанные с переводом работыскважины «на себя». Малоэффективна, поскольку поотношению к расчетной добычипроисходит снижение дебитовпри проведении обработок
Подача реагента на приемУЭЦН через СПКУдозировочными установкамитипа УДЭ или БР Высокоэффективна, поскольку происходит предотвращениеобразования стойкихвысоковязких водонефтяныхэмульсий и УЭЦН работает впостоянном режиме безостановок Высокоэффективна, посколькупо отношению к расчетнойдобычи происходит увеличениедебитов за счет постояннойработы УЭЦН и пониженнойвязкости эмульсии.Планируемая дополнительнаядобыча нефти от примененияданного способа составит 4,4т/сут., 1477 т/год.
Подача реагента на приемУЭЦН через СПКУдозировочными установкамитипа УДЭ или БР послеувеличения частоты ПЭД ЭЦНдо 54 Гц Высокоэффективна, посколькуполностью происходитпредотвращение образованиястойких высоковязких эмульсийи УЭЦН работает в постоянномрежиме без остановок. Кромеэтого увеличение частотыпозволяет увеличить дебитскважины Высокоэффективна, посколькупо отношению к расчетнойдобыче происходит увеличениедебитов за счет постояннойработы УЭЦН, пониженнойвязкости эмульсии иувеличенной частоты ПЭД.Планируемая дополнительнаядобыча нефти от примененияданного способа составит 5,9т/сут., 1981,2 т/год.
Экспериментальным путем определены термобарические условия образования твердых частиц высокомолекулярных компонентов нефти (парафинов и асфальтенов), участвующих в формировании бронирующей оболочки водонефтяных эмульсий. Получены зависимости влияния температуры и давления на фазовое и агрегатное состояние парафинов и асфальтенов в нефти. Установлено, что при давлении выше 0,6 МПа происходит изменение в плотности упаковки этих компонентов в нефти, что при прохождении через насосное оборудование (зоны повышенного давления) может приводить к образованию вязких устойчивых водонефтяных эмульсий.