Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ существующих методов управления реологическими свойствами аномальных нефтей 22
1.1 Физико-химические свойства и состав нефтей месторождений Европейского Севера 22
1.2. Существующие методы определения реологических свойств нефтей 37
1.2.1. Краткая теория 37
1.2.2. Определение реологических свойств 46
1.3. Существующие принципы управления реологическими свойствами аномальных нефтей 49
1.4. Существующее положение в разработке месторождений с аномальными нефтями в условиях низких температур окружающей среды 55
1.5. Состояние нормативно-технической документации по управлению реологическими свойствами аномальных нефтей 65
1.6. Цель и задачи исследований 66
2. Методология исследований реологических свойств аномальных нефтей 67
2.1. Разработка установок и приборов для исследования реологических свойств аномальных нефтей 67
2.2. Методика исследования реологических свойств аномальных нефтей 83
2.3. Определение температуры застывания 94
2.4. Исследование газонасыщенных нефтей 97
2.5. Примеры обработки результатов 102
3. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей 110
3.1. Исследование методов управления реологическими свойствами аномальных нефтей 110
3.1.1 Исследование влияния газонасыщения на свойства нефтей 110
3.1.2 Влияние термообработки на свойства нефтей 124
3.1.3 Исследование реологических свойств смесей нефтей 13 6
3.1.4 Влияние механического воздействия на реологические свойства нефти 141
3.1.5 Применение депрессорных присадок для изменения реологических свойств нефтей 59
3.1.6 Комбинированные методы воздействия на реологические свойства нефти 160
3.1.7 Обработка аномальных нефтей в магнитных и электромагнитных полях 164
3.1.8 Исследование гидравлических характеристик при перекачке аномальных нефтей 184
3.2. Основные принципы управления реологическими свойствами нефтей 220
4. Совершенствование техники и технологии эксплуатации скважин систем сбора, подготовки и транспорта аномальных нефтей в условиях Крайнего Севера 228
4.1. Совершенствование технологии и техники эксплуатации скважин 228
4.2. Системы сбора нефти и газа, рекомендуемые для условий Крайнего Севера 229
4.3. Подготовка нефти 246
4.4. Рекомендации по транспорту нефтей в условиях Крайнего Севера 246
5. Применение разработанных принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей в руководящих документах и инструкциях. 257
6. Реализация разработанных принципов управления реологическими свойствами на промышленных объектах и при обучении студентов ВУЗов нефтегазовых специальностей. 259
7. Экономическая целесообразность выполненных разработок 261
Заключение. 263
Библиографический список. 265
Приложения 279
- Краткая теория
- Существующее положение в разработке месторождений с аномальными нефтями в условиях низких температур окружающей среды
- Разработка установок и приборов для исследования реологических свойств аномальных нефтей
- Исследование влияния газонасыщения на свойства нефтей
Введение к работе
Актуальность проблемы. Освоение и ввод в разработку новых нефтяных месторождений Европейского Севера поставили перед нефтяниками ряд сложнейших проблем, от успешного решения которых зависели не только темпы промышленного освоения указанного региона.
Это объясняется тем, что большинство новых месторождений располагаются в районах с экстремальными климато-географическими условиями: аномально низкие температуры окружающей среды, широкое распространение многолетне мерзлых грунтов и болот, необжитость районов, удаленность от промышленно-развитых центров, отсутствие транспортных коммуникаций, жилья и трудовых ресурсов.
Кроме того, нефти почти всех Северных месторождений обладают аномальными свойствами - это либо высокопарафинистые нефти, застывающие при положительных температурах, либо тяжелые, высоковязкие нефти, вязкость которых даже при стандартных условиях, колеблется в пределах нескольких сотен, а иногда и тысяч сантипуаз. Высокопарафинистые нефти при низких температурах проявляют резко выраженные неньютоновские (вязкопластичные, вязкоупругие, тиксотропные) свойства, без учета которых организовать рациональную эксплуатацию скважин, сбор, подготовку и транспорт нефтей невозможно. При остановке процесса перекачки в нефти образуются парафиновые структуры, прочность которых зависит от содержания парафиновых фракций, времени покоя нефти, условий образования парафиновых структур и других факторов.
Возобновление процесса перекачки требует иногда создания таких пусковых давлений, которые по величине значительно превышают рабочие давления трубопроводов, арматуры и оборудования.
Вязкость тяжелых высоковязких нефтей при понижении температуры возрастает до такой степени, что они становятся не транспортабельными.
При транспорте высокопарафинистых нефтей происходит интенсивная пара-финизация трубопроводов, снижение их пропускной способности, что значительно усложняет эксплуатацию и ведет к росту трудовых и материальных затрат.
В отечественной и мировой практике подобный прецедент связанный с добычей, сбором, подготовкой и транспортом аномальных нефтей в экстремальных клима то-географических условиях ранее не возникал, что предопределяет актуальность проблемы.
Значительный теоретический и практический вклад в разработку проблем добычи углеводородов в районах Крайнего Севера и многолетней мерзлоты внесли: Аметов И.М., Антипьев В.Н., Байдиков Ю.Н., Буслаев В.Ф., Быков И.Ю., Владимиров А.А., Губанов Б.Ф., Губарев А.Г., Губин В.Е., Дегтярев В.Н., Дементьев В.А., Зарх В.М., Калимуллин Н.Г., Коновалов В.А., Короткое В.М., Коршак А.А., Латыпов А.З., Лихолай В.К., Мирзаджанзаде А.Х., Милюков В.Н., Мищенко И.Т., Мукук К.В., Пелевин В.В., Прохоров А.Д., Рузин Л.М., Требин Г.Ф., Тугунов П.И., Федоринов А.И., Халтурин В.В., Цхадая Н.Д., Челинцев С.Н., Черепанов Ф.И., Шаммазов A.M., Юфин В.А., и др.
Работа выполнялась по планам научно-исследовательских работ Научно-исследовательского и проектного института «ПечорНИПИнефть», производственного объединения «Коминефть»; в соответствии с Коордиционным планом ГКНТ при СМ СССР на 1976 - 1980 гг. (Постановление ГКНТ при СМ СССР и Госплана СССР №515) 271 от 29.12.81г., Правительственной программой на 1987 - 1991гг. (Постановление СМ СССР №539 от 08.05.87гг.); Программами НИР и ОКР (СМИ), на 1997 -1999гг., темы №№9716, 9915, планами тематических госбюджетных НИР УГТУ на 1997 - 2004, темы №№02.2.02.1; 37/01,23/02.
Цель работы. Разработать принципы управления реологическими свойствами аномальных нефтей в условиях Крайнего Севера, характеризующегося распространением многолетней мерзлоты и низкими значениями зимних температур.
Основными задачами исследования являются:
- выполнить анализ условий добычи аномальных нефтей в районах Крайнего Севера;
- установить основные факторы, влияющие на управление их реологическими свойствами;
- создать методологию исследования реологических свойств аномальных нефтей, включающую комплект обязательного приборно-измерительного лабораторного оборудования, методик исследований и методов обработки их результатов;
- провести комплекс исследований реологических свойств аномальных нефтей при термобарических условиях эксплуатации скважин, систем сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождениях Европейского Севера;
- сформулировать принципы управления реологическими свойствами аномальных нефтей в условиях низких температур и многолетней мерзлоты;
- разработать рекомендации по совершенствованию систем эксплуатации скважин, систем сбора, подготовки и транспорта нефти на основе принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей;
- разработать проект и комплект руководящей нормативно-методической документации для реализации процессов управления реологическими свойствами аномальных нефтей;
- реализовать разработанные принципы управления реологическими свойствами аномальных нефтей при разработке нефтяных месторождений с аномальными нефтями;
- оценить экономическую целесообразность разработанных решений.
Научная новизна:
- установлено, что комплекс управления реологическими свойствами аномальных нефтей имеет 6 видов воздействия на нефть и ее смеси: газонасыщение, термообработка, разбавление, механическое воздействие, химическая обработка, электросиловое воздействие;
- выявлено, что при газонасыщении внутреннее рабочее давление в любой точке нефтепровода, аппарата или оборудования должно быть больше давления сепарации и подчиняться зависимости Рраб РНас + (0,05-5-0,1) МПа, а оптимальное количество ступеней сепарации составляет 3: 1 ступень от Руст до 0,6-5-0,4 МПа, 2 ступень от 0,4+0,6 до 0,08 МПа, 3 ступень от 0,08 до 0,01 МПа;
- определено, что оптимальная температура термообработки составляет 80+90°С, а максимальный реологический эффект достигается управлением темпа охлаждения со скоростью 20°С/час в диапазоне температур от 80-ИЮ°С, до 40°С, причем период после действия подчиняется логарифмическому закону и при температуре термообработки 80°С равен 100ч, при 85°С - 650 ч, а при 90°С - более 2000ч;
- показано, что при доле разбавителя, обеспечивающего температуру застывания смеси на 10°С больше температуры окружающей среды, достигается бесконечный эффект последствия;
обнаружено, что производительность трубопровода повышается в 1,5 раза при пя ти-шестикратном разрушении по 30 мин единицы объема аномальной нефти со . 20МПа х циклов скоростью 70 с и с последующей барообработкой в режиме ;
- впервые установлено, что высокопарафинистые нефти в газонасыщенном состоянии обладают вязкоупругими свойствами;
установлено, что величина пускового давления при восстановлении процесса пе Tcmx2L рекачки неньютоновских смесей подчиняется зависимости 1 — , где К ст - статическое напряжение сдвига; R, L - радиус и длина трубопровода;
- установлено, что скорость распространения температурного поля в застывающей нефти представляет собой степенную функцию Н = mxT , зависящую от эмпирических коэффициентов тип, характеризующих аномальность свойств нефти Методы исследований.
В работе использованы лабораторные, стендовые, промышленные и аналитические методы исследований.
Основные защищаемые положения.
- Методология исследований реологических свойств аномальных нефтей и их смесей.
- Комплект обязательного лабораторного оборудования и приборов применяемых при исследованиях аномальных нефтей.
- Результаты исследований реологических свойств аномальных нефтей в термобарических условиях эксплуатации скважин, систем сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождениях Европейского Севера.
- Принципы управления реологическими свойствами аномальных нефтей.
- Комплекс технических и технологических решений по эксплуатации скважин, систем сбора, подготовки и транспорта нефти предложенных на основе разработанных принципов управления реологическими свойствами аномальной нефти.
- Комплект руководящих и нормативных документов регламентирующих принципы управления реологическими свойствами аномальных нефтей в условиях низких температур окружающей среды.
- Реализованные технические и технологические решения по совершенствованию систем эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти.
- Полученные зависимости реологических параметров от методов воздействия, определяющих принципы управления реологическими свойствами.
Практическая ценность и внедрение результатов работы
Основными практическими результатами диссертационной работы являются:
Магнитный аппарат для предотвращения отложений парафина в насосно-компрессорных трубах и выкидных трубопроводах от скважин (а.с. № 1296513). Более 300 аппаратов применено на Пашнинском, Мичаюском, Савиноборском, Западно-Тэбукском, Возейском (пермо-карбоновая залежь) месторождениях. Экономический эффект от их применения составил более 4 млн. рублей (цены 1982-1985г.г.).
Электромагнитные аппараты по (а.с. № 929587) для предотвращения отложения парафина в промысловых нефтепроводах нашли применение на Усинском нефтяном месторождении (девонская залежь) экономический эффект составил более 1 млн. рублей.
Разработанная на уровне изобретения Технология подготовки высоковязкой нефти к транспорту (а.с. №1467078) внедрена на УПН «Усинсктермнефть» с экономическим эффектом более трех миллионов рублей (в ценах 1989 года). Технология частично используется до настоящего времени.
Транспорт высокопарафинистой нефти в газонасыщенном состоянии применен при заполнении и первоначальной эксплуатации магистральных нефтепроводов «Во-зей-Уса» (L=57 км, D=720MM) И «Уса-Ухта» (L=406 км, D=720 мм). Экономический эффект составил более 3 млн. рублей (цены 1973 года).
Транспорт высокопарафинистых нефтей в смеси с высокосмолистыми «тяжелыми» нефтями и введением депрессорных присадок применяется на магистральных нефтепроводах «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль» общей протяженностью более 1500 км с 1975 года по настоящее время.
Технологические и технические решения, разработанные в ходе работы над диссертацией, нашли применение на нефтепроводах «Кыртыель-Чикшино», «Харья-га-Усинск», «Хыльчую-Харьяга», «Титов-Харьяга», «Ардалинское-Харьяга», при обустройстве более двух десятков месторождений и залежей.
Комплект приборов и установок успешно применяется в институтах «Печор- НИПИнефть», «ВНИИнефть», ИПТЭР, ОАО «Северные МН» и других организациях.
На основе проведенных исследований разработан комплект отраслевых руководящих документов:
- РД 39-30-675-82 "Временная инструкция по безопасной эксплуатации объектов магистрального транспорта при перекачке газонасыщенных нефтей по нефтепроводу "Уса-Ухта".
- • Стандарт предприятия (объединение "Коминефть") "Временный технологический регламент по эксплуатации установок подготовки нефти НГДУ "Усинскнефть" на v период проведения промышленного эксперимента по перекачке газонасыщенной нефти по нефтепроводу "Уса-Ухта".
- Стандарт предприятия (Управление северными магистральными нефтепроводами). "Временный регламент эксплуатации магистрального нефтепровода "Уса-Ухта" при перекачке газонасыщенных нефтей северных месторождений Коми АССР" - РД 39-029-20. Временные нормы по проектированию электроподогрева трубопроводов промыслового сбора и транспорта нефти (АСЭ).
- РД 38-081-91 Методическое руководство по определению реологических свойств неньютоновских нефтей.
- Разработанные в процессе работы над диссертацией комплекты конструкторской документации на приборы и оборудование использованы при изготовлении их для промышленного применения.
Теоретические и практические результаты работы используются при чтении лекций, выполнении лабораторных и практических работ, курсовых и дипломных проектов по дисциплинам: «Проектирование нефтегазопроводов», «Подготовка нефти (# и газа», «Сооружение нефтегазопроводов, насосных и компрессорных станций», НИРС в Ухтинском государственном техническом университете.
На базе проведенных исследований, Ухтинским государственным техническим университетом и Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М. Губкина, издано справочное руководство «Исследование реологических свойств нефти», допущенное УМО нефтегазовых вузов Российской Федерации по высшему образованию в качестве учебного пособия для студентов, обучающихся по направлению 553600 «Нефтегазовое дело» и специальностям 090700 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин».
Результаты диссертационной работы докладывались:
На Коми республиканской научной конференции, Ухта, 1973г.; на второй Коми республиканской научной конференции, Ухта, 1974г.; на Всесоюзном совещании по применению неньютоновских систем в нефтедобыче, Ухта, 1977г.; на юбилейной областной научно-технической конференции, Ухта, 1977г.; на научно-практической конференции, посвященной 50-летию нефтяной и газовой промышленности Коми АССР, Ухта, 1979г.; на II Всесоюзной научно-технической конференции по трубопроводному транспорту нефти и газа, Уфа, 1982г.; на Всесоюзном научно-техническом совещании «Современное состояние техники и технологии сбора и подготовки серо-водородосодержащих, вязких и обогащенных механическими примесями нефтей», Саратов, 1982г.; на II областной теоретической школе-семинаре «Термодинамика процессов нефтедобычи», Тюмень, 1983г.; на Всесоюзном семинаре «Пути повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации разработки нефтяных месторождений и технологических процессов», Ухта, 1983г.; на Всесоюзном совещании по применению неньютоновских систем в нефтедобыче, У синек, 1984г.; на Всесоюзном совещании «Применение неньютоновских систем для повышения нефтеотдачи в технологических процессах нефтегазодобычи», Ухта, 1985г.; на Всесоюзном совещании «Применение неньютоновских систем в технологических процессах нефтедобычи», Уфа, 1987г.; на научно-технической конференции «Проблемы обустройства месторождений с аномальными нефтями в районах распространения многолетнемерзлых пород», Ухта, 1988г.; на научно-технической конференции «Состояние и проблемы раз работки месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородов в Республике Коми», Ухта, 1997г.; на международной конференции-семинаре имени Д.Г. Успенского «Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей», Ухта, 1998г.; на международной конференции во Фрайберге «Probleme angewandter Stromungs forschung», Freiberg, 1998г.; на международной конференции «Передовые технологии на пороге 21 века», Москва, 1998г.; на региональной научно-практической конференции «Социально-экономические проблемы топливно-энергетического комплекса», Ухта, 1998г.; на 2-ой региональной научно-практической конференции «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», Ухта, 1999г.; на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа», Ухта, 2000г.; на межрегиональной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» Ухта, 2001г.; на первой Всероссийской геофизической конференции-ярмарке «Техэкогеофизика — новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке», Ухта, 2002г.; на Всероссийской конференции Большая нефть. Реалии. Проблемы. Перспективы. «Нефть и газ Европейского Северо-востока», Ухта, 2003г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 114 работ, в том числе два научно технических обзора и "Учебное пособие" с грифом УМО вузов Российской Федерации, в качестве учебного пособия для студентов специальности 090600 — «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 090700 - «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», 090800 - «Бурение нефтяных и газовых скважин».
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав и заключения, изложенных на 279 страницах, включая 87 рисунков, 32 таблицы, списка библиографических источников (133) и приложений.
Автор благодарен ученым и производственникам, являющимися соисполнителями и соавторами изобретений, технических и технологических решений и оказавшим помощь автору в работе:
«ПечорНИПИнефтъ» - Губанову Б.Ф., Владимирову А.А., Филиппову П.Г., Берникову М.В., Буслаеву В.Ф., Быкову И.Ю., Мингалимову XJL, Зарху В.М., Хал (Ш Турину В.В., Дементьеву В.А., Черепанову Ф.И., Сапгиру Б.Л., Зюзеву А.Н., Давыдо ву В.А., Кравченко Г.М., Соколовой СВ., Виноградовой И.В., Климентьевой Т.П., Паневой А.З., Корох Н.И., Иванову О.Б., Белову Е.Л., Гончарову И.И., Хомутникову Р.П., Исуповой В.В., Носову В.В., Низовцевой Р.Н., Коноваловой Л.В., Чупрову Г.С. ВНИИнефть - Аметову И.М., Требину Г.Ф., Скороварову Ю.Н. ВНИИСПТнефть - Губину В.Е., Сковородникову Ю.А., Скрипникову Ю.В., Пиядину М.Н., Корнилову Г.Г., Рахматулину Ш.И. Гипровостокнефть - Дегтяреву В.Н., Диденко B.C. Уфимского нефтяного института - Тугунову П.И., Коршаку А.А. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина - Юфину В.А., Челинцеву С.Н. Объединения «Коминефть» - Байдикову Ю.Н., Лихолаю В.К., Гуменюку А.С., Стрельчуку А.К., Горбатову B.C., Коновалову Д.В., Губареву А.Г., Калимулину Н.Г., Аллахвердяну В.А., Федоринову А.И., Латыпову А.З., Кармановскому В.Е., Потоли-цину В.В., Богданову О.А., Гуревичу Г.С, Калмыкову В.П., Жутаеву А.П. УСМН - Пелевину В.В., Короткову В.П., Конради В.В., Лядовой Н.В., Бакуте v А.Г. У І ТУ - Цхадая Н.Д., Буслаеву В.Ф., Быкову И.Ю., Уляшевой Н.М. и др.
Автор выражает глубокую признательность сотрудникам кафедры ПЭМГ УГТУ за практическую и моральную помощь при оформлении диссертационной работы.
Краткая теория
При эксплуатации скважин, сборе, подготовке и транспорте высокопарафини стых нефтей необходимо детальное знание их реологических свойств и их изменение при различных термобарических и временных условиях. Реология — наука, занимающаяся изучением текучести пластических, жидких и газообразных веществ, а также текущих и остаточных деформаций в этих веществах при приложении к ним внешних усилий. Свойства жидкости, от которых зависит характер их течения, называются реологическими. Основными реологическими параметрами высокопарафинистых нефтей, характеризующими их транспортабельные свойства, являются — вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига и температура застывания. Характер движения жидкости определяется видом зависимости напряжения сил трения на поверхности соприкосновения слоев жидкости или напряжения сдвига от градиента скорости по радиусу или скорости сдвига VJ Графическое изображение этой зависимости называется кривой течения жидкости. Для описания зависимости вязкости и напряжения сдвига от скорости сдвига выбирают подходящую реологическую модель. На рис. 1.1 показаны кривые течения основных реологических моделей. Т,Н/м S, 1/с Рис. 1.1. Зависимость напряжения сдвига т от скорости сдвига S 1 - ньютоновская жидкость 2- псевдопластичная жидкость 3- дилатантная жидкость 4 - бингамовская жидкость 5 - нелинейно-вязкопластичная жидкость Аналитически все кривые течения описываются уравнением (модель) Балкли-Гершеля, характеризующим течение нелинейно-вязкопластичной жидкости Определение меры консистенции К и показателя поведения жидкости П про изводится с помощью кривых Т -S при различных температурах. При этом составляется система уравнений для одной кривой которые решаются относительно К и П. Значения градиентов скорости выбираются в диапазоне режима работы трубопровода. ч# Зависимость предельного напряжения сдвига от температуры можно описать уравнением . -Ви -Ви где TQ и В - опытные коэффициенты для данной жидкости. Параметры консистенции К с повышением температуры уменьшается. Параметр П с повышением температуры возрастает, приближаясь к единице.
Кроме того, высокопарафинистые нефти обладают еще и тиксотропними свойствами. Тиксотропия — это свойство веществ, благодаря которому отношение касательного напряжения сдвига Т к скорости сдвига S может временно уменьшаться за счет предшествующих деформаций, или способность вещества с течением времени восстанавливать разрушенную структуру. При исследовании свойств высокопарафинистых нефтей необходимо различать следующие термины и понятия. Вязкость ньютоновская-динамическая определяется величиной тангенса угла (tg СС ) наклона кривой 1 (рис. 1.1) к оси скорости сдвига (S). Обычно при гидравлических расчетах требуется знание вязкости в широких интервалах температур, поэтому на основании лабораторных исследований получают вязко-температурную кривую нефти. Если вязко-температурную зависимость в лаборатории получить невозможно, то при интересующей нас температуре вязкость можно рассчитать по одной из следующих формул. где V - кинематическая вязкость при температуре Т, Ст; V - кинематическая вязкость при температуре Т0, Ст; а, b, bj, VQO,, — определяется при условии, если известны вязкости при двух или трех температурах. v# Пластическая вязкость - характеризует пластические свойства жидкости. Для Бингамовского пластика она определяется, как и для ньютоновской жидкости. Для нелинейно-вязкопластичной жидкости - также тангенсом угла наклона кривой течения к оси абсцисс при градиентах скорости, где величина угла не меняется. Эффективная (кажущаяся) вязкость — отношение напряжения сдвига к скорости сдвига в любой точке кривой течения. Для ньютоновской жидкости и жидкости Бингама эта величина постоянная, для других зависит от скорости сдвига Начальное (статическое) напряжение сдвига — оно характеризует величину начального давления, которое необходимо приложить, чтобы жидкость в трубопроводе начала двигаться. Это напряжение зависит от многих факторов, таких как, предыстория отбора пробы нефти, хранения ее, условий эксперимента и т.п., поэтому это напряжение необходимо определять для конкретной нефти и для конкретных условий. Динамическое (предельное) напряжение сдвига - участок, отсекаемый на оси ординат продолжением прямолинейного участка кривой течения жидкости. Эта величина также зависит от термобарических условий. Температура застывания - температура, при которой поверхность нефти (мениск) в условиях опыта сдвигается по нижней образующей пробирки на 1 мм от своего первоначального положения. Она определяется по ГОСТ 20287-74 [2] или по методике института «Гипровостокнефть» (РД-39-3-812-82). Температура застывания высокопарафинистых нефтей может колебаться в широких пределах, так как она зависит не только от предыстории исследуемого образца (отбор пробы, транспорт и хранение образца). При температурах близких к температуре застывания и ниже высокопарафини-стые нефти проявляют также вязкоупругие и тиксотропные свойства, которые при определенных условиях транспорта и хранения необходимо учитывать. Вязкоупругие свойства нефтей можно определить по результатам реологических исследований, используя методику Кросса [130]. По зависимостям T = f(S) и Т\эф= f(S) строятся рео граммы течения жидкости в координатах —j- и Т , из которых определяются упру Лэф гие свойства. При этом используется аналитическая зависимость
Существующее положение в разработке месторождений с аномальными нефтями в условиях низких температур окружающей среды
. Эксплуатация скважин продуцирующих аномальные нефти (высоковязкие, высокопарафинистые) ведется обычными методами - фонтан 56 ным, компрессорным, глубиннонасосными, насосными установками (гидропоршневыми, электроцентробежными, электровинтовыми, штанговыми и т.п.). Если производительность скважин велика (более 200 - 300 тонн в сутки) и температура нефти на приеме насосов выше 30 — 40 С скважины работают нормально с теми же проблемами что и скважины, продуцирующие нормальные ньютоновские нефти. В случае если нефти относятся к высоковязким тяжелым, а дебиты их незначительны (до 50 - 100 тонн/сутки) то часто на забое скважин или приеме насосов устанавливаются трубчатые электрические нагреватели (ТЭНы) или в скважины закачивается теплоноситель. В случае если нефти относятся к высокопарафинистым, то в малодебитных скважинах могут возникать ещё две проблемы. Во-первых, скважины (насосно-компрессорные трубы, НКТ) могут забиваться парафином, снижая свою производительность до нулевой (полное перекрытие живого сечения НКТ). В настоящее время для борьбы с отложениями парафина в основном применяются типовые методы (промывка и пропарка НКТ горячей водой, паром, горячей нефтью). Для предотвращения отложений парафина применяют ингибиторы парафино-отложений. Следует подчеркнуть, что эти методы малоэффективны и требуют больших трудовых и финансовых затрат. Во-вторых, в случае остановки скважины с высокопарафинистой нефтью может произойти застывание нефти в НКТ и произойдет «замораживание» скважины. Особенно это характерно для скважин проходящих через ММП. В данной работе даются технические и технологические решения по эксплуатации малодебитных скважин продуцирующих аномальные нефти, т.е. методы управления реологическими свойствами, обеспечивающими нормальную эксплуатацию скважин и пуск их в работу после длительных остановок. Системы сбора нефти и газа. В настоящее время на нефтяных месторождениях нашей страны применяются в основном герметизированные напорные системы сбора нефти и газа, являющиеся разновидностями систем Бароняна-Везирова, Грозненской и Гипровостокнефти [7]. Лишь на некоторых месторождениях, находящихся в заключительной стадии разработки (Средняя Азия, южные месторождения НГДУ Войвожнефть), применяются самотечные системы сбора нефти. Рассматривать возможность применения на северных месторождениях самотечных систем сбора не имеет смысла ввиду общеизвестных их недостатков. Используемые напорные системы сбора также не могут быть применены по следующим причинам. При традиционной подземной прокладке трубопроводов: сложность и дороговизна прокладки и эксплуатации нефтепроводов в условиях значительных глубин промерзания грунтов и почти повсеместного распространения болот; При наличии многолетнемёрзлых пород будет происходить их растепление; При остановке процесса перекачки произойдёт замораживание трубопроводов (для высокопарафинистых нефтей) либо значительное увеличение вязкости (для высоковязких нефтей). При надземной прокладке остановка даже на короткий промежуток времени приведет к замораживанию трубопроводов. Пуск в эксплуатацию технологических установок и оборудования после их остановки сложен и требует значительных капитальных и трудовых затрат, а также ведёт к загрязнению окружающей среды. В связи с открытием и вводом в разработку месторождений с парафинистой нефтью (Узень, Жетыбай) была предложена система сбора, не имеющая значительных отличий от системы Гипровостокнефти. За исключением того, что в схеме сбора предусмотрена установка печей для подогрева парафинистой нефти [71]. Опыт эксплуатации системы сбора на месторождениях Узень, Жетыбай показал, что не обеспечивается надёжная работа скважин и выкидных трубопроводов [38]. Так, нагрев нефти на устье скважин при помощи печей типа УН-02 может обеспечить нормальную работу скважин с дебетами 40 т/сут и выше при условии, что длина выкидной линии не превышает 500 м. Обеспечить нормальную работу скважин с дебитом до 20 т/сут (при буферном давлении до 0,6 МПа и длине выкидной линии 500 м) не представляется возможным, так как при таких дебитах нефть поступает на устье скважин с температурой 25-28"С и движется по выкидной линии до групповой установки не менее 5 ч. За это время она полностью охлаждается и застывает в выкидной линии. Кроме того, система сбора не решает вопросы пуска трубопроводов после плановых или аварийных остановок. Вследствие указанных недостатков и эта система сбора не может быть рекомендована для северных условий. Для районов средней полосы СССР, Западной Сибири Гипровостокнефтью разработана, так называемая коллекторная (магистральная), система сбора [60]. Эта схема сбора имеет также ряд недостатков, а именно: 1. В связи с этим, что замерный узел выносится на устье, скважина вновь становится объектом обслуживания.
Разработка установок и приборов для исследования реологических свойств аномальных нефтей
Установка (рис.2.1.) состоит из: вискозиметра с измерительным и регистрирующим узлами; системы термостатирования, включающей компрессорную холодильную установку, термостат; системы трубопроводов; системы поддержания давления, состоящей из баллона с инертным газом (гелий, азот) и системы трубопроводов [26]. Установка укомплектована системой контрольно-измерительных приборов, позволяющих полностью автоматизировать процесс исследовании. Вискозиметр предназначен для исследования реологических свойств ньютоновских и неньютоновских нефтей при атмосферном и избыточном давлениях (до 6,4 МПа) в интервале температур от минус 10С до плюс 100С. При необходимости интервалы давлений и температур можно расширить. Замерный узел вискозиметра. Замерный узел (рис.2.2.) состоит из внешнего 1 и внутреннего 2 цилиндров, образующих рабочую камеру. Внешний цилиндр 1 имеет узел ввода 5, упорный подшипник 4 и помещается в терморубашку 3. Внутренний цилиндр 2 сверху заканчивается валом 7, на котором насажен ведомый диамагнитный диск 6 магнитной муфты. В диск по периметру впрессованы постоянные магниты 12 (8 шт.) таким образом, что соседние магниты имеют разноименные полюса. Количество магнитов рассчитывается и подбирается конкретно для заданных условий. Сверху внешнего цилиндра 2 на резьбе герметично установлен переводник 8, который имеет перепускное устройство 9 для поддержания в вискозиметре строго заданного уровня исследуемой жидкости, узел манометра 1 и отверстие для вала 7. Над переводником 8 установлена герметичная крышка 2 из диамагнитного материала, над которой закреплен ведущий диск 13 магнитной муфты. Конструкция ведущего диска 13 аналогична диску 7. Ротационный вискозиметр работает следующим образом. Тщательно промытый, высушенный и собранный вискозиметр и систему поддержания давления опрессовывают в течение 30 мин на полуторакратное рабочее давление инертным газом (гелий, азот), затем давление в системе и вискозиметре снижается до давления на 0,03-0,05 МПа выше, чем давление в контейнере с исследуемой нефтью. Затем пространство между внешним 1 и внутренним 2 цилиндрами (см. рис 2.2.) заполняется исследуемой нефтью через узел ввода 5 до строго заданного уровня, что обеспечивается перепускным устройством 9. Исследуемая жидкость доводится до требуемой температуры при помощи термостатирующей жидкости, термостатируется при этой температуре заданное время.
Затем снимают кривую течения. С этой целью, начиная с минимальной скорости или с максимальной (при снятии обратной кривой течения), при помощи приводного механизма приводят во вращение ведущий диск 12 магнитной муфты, которая увлекает за собой ведомый диск 6. В зависимости от реологических свойств исследуемой жидкости меняется усилие на ведущем валу. Усилие передается на регистрирующий узел (рис. 2.1. поз.2).
Система охлаждения. В отличие от систем охлаждения, применяемых в лабораториях производственных и научно-исследовательских учреждений нашей страны, при помощи углекислоты, жидкостей на основе спиртов, глицерина, этиленгликоля, кислот и т.д., в установке применено охлаждение сжиженным газом (фреоном). Система охлаждения состоит из холодильного агрегата типа ВН-0,3-3, системы трубопроводов, терморубашки вискозиметра, термодатчика, термореле.
Термостатирование исследуемой пробы нефти осуществляется рабочим агентом (водно-спиртовая, водно-глицериновая смесь и т.п.), находящимся в термостате, который, в свою очередь, охлаждается холодильным фреоновым агрегатом.Регулирование температуры и автоматическое поддержание ее в заданных пределах осуществляется при помощи электроконтактного датчика (термометра), установленного в корпусе вискозиметра и термореле.
Система поддержания давления предназначена для исследования газонасыщенных нефтей при избыточных давлениях до 6,4 МПа. Она состоит из баллона со сжиженным инертным газом (азот, гелий), системы трубопроводов, вентилей и образцовых манометров. і Охлаждающая жидкость
При исследовании нефтей при атмосферном давлении (дегазированных) в работе не участвует система поддержания давления. Установка для определения статического напряжения сдвига. Статическое напряжение сдвига Тст в настоящее время определяют на различных приборах: приборе СНС-2, ротационных вискозиметрах, ПИНС [27] и т.д. Результаты параллельных определений на перечисленных приборах имеют очень высокую погрешность (до 200 и более процентов). Наибольшая сходимость результатов была получена при определении Тст на U -образных трубках. Кроме того, все приборы для определения Тст (за исключением ПИНС, который серийно не изготавливается) могут применяться только при исследовании дегазированных нефтей. Поэтому была сконструирована установка, которую можно использовать как для дегазированной, так и газонасыщенной нефти. Погрешность параллельных определений Тст не превышает 9-11%. Установка (рис 2.4) состоит из прибора для определения статического напряжения сдвига, холодильного агрегата, баллона со сжиженным инертным газом, системы трубопроводов и контрольно-измерительных приборов. Замерный узел установки состоит из U -образной трубки 9 (L =1,5 м, 0 =6 мм), один конец которой соединен с трубкой 10 из оргстекла, которая служит смотровым окном, а другой - с распределительным узлом 5. Установка снабжена образцовым манометром. Методика определения Тст для газонасыщенной нефти подробно освещена в работах [26, 30].
Прибор для определения плотности нефти. Прибор (рис.2.5) состоит: из стального корпуса 6, цилиндра 5, изготовленного из оргстекла, внутренние размеры которого равны размерам цилиндра, применяемого при определении плотности нефтей по ГОСТ 3900, стальной крышки 7, вентилей I и 8, прокладки 2 из бензостойкой резины, нефтеденсиметра 4 [31]
Исследование влияния газонасыщения на свойства нефтей
. Исследованиями по выявлению влияния газонасыщения на реологические свойства нефтей занимался ряд авторов [92, 119]. Однако большинство работ посвящено изучению влияния газонасыщения на свойства ньютоновских жидкостей [1,25, 76, 92, 97]. Вопросы влияния растворённого газа на свойства нефтей, обладающих в определённых интервалах температур и давлений резко выраженными вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, изучены весьма слабо. Так в работе [119] приведены результаты исследований влияния газонасыщения на эффективную вязкость, динамическое и статическое напряжение сдвига в области температур 20-40С. На основе экспериментальных данных показано, что растворенный в нефти газ снижает статическое напряжение сдвига. На основе экспериментальных исследований, проведенных на нефтях Усинского, Возейского, Грубешорского и других месторождений [26-ь29], показано, что растворенный в нефти газ наиболее эффективен для снижения статического напряжения сдвига в области низких температур, соответствующих естественным температурам сбора и транспорта нефтей в условия европейского севера. В работах [73,74,78] показано, что высокопарафинистые нефти обладают вязкоупругими свойствами, однако сведения о том, как меняются эти свойства в зависимости от температуры и газонасыщенности, в периодической литературе отсутствовали. Исходя из выше сказанного, был проведён комплекс исследований с газонасыщенными нефтями в области реальных температур их промыслового и магистрального транспорта. Исследования проводились на газонасыщенных нефтях Усинского, Возейского, Грубешорского, Пашшорского, Южно-Шапкинского месторождения сепарации 0, 0,2, 0,4, 0,6, МПа в инвентаре температур от 0 до 20С. Ill Верхний передел давления сепарации (0,6 МПа) выбран исходя из следующего. Дальнейшее повышение давления сепарации даёт незначительное улучшение реологических свойств нефтей [55], но ведет к усложнению технологии и техники подготовки и транспорта нефти, а также быстрого перехода скважин на механизированную добычу.
Температурный интервал также принят из практических соображений: сбор и транспорт нефтей перечисленных выше месторождений осуществляется или будет осуществляться именно в этом интервале температур. Результаты определений пластической вязкости, статического и динамического напряжения сдвига, температура застывания и плотность в зависимости от давления сепарации приведены в табл. 3,1-3,5. Кривые течения приведены в работах [52 58,97]. Математическая обработка результатов исследований показала, что эффективную вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига можно определить по формулам, приведенным в работе [119]. При этом верхнюю температурную границу применимости расчётов рекомендуется определить по формуле, предложенной Ско-вородниковым Ю.А. [103]. Кроме того, были проведены исследования по сепарации нефтей Усинского, Возейского, Грубешорского, Пашшорского месторождений. Известно, что выход товарной нефти на 1т пластовой во многом зависит от условий сепарации. Исследователи, занимающееся вопросам сепарации, пришли к единому решению, что дифференциальное (многоступенчатое) разгазирование обеспечивает большой выход нефти, чем одноступенчатое. Число ступеней и давление сепарации зависят от физико-химических свойств нефтей и нефтяного газа.
Исследования проводились на лабораторной установке, разработанной в ЦНИ-Ле Ухтинского территориально-геологического управления под руководством В.И. Горояна с доработкой отдельных узлов. Схема установки представлена на рис.3.1. Верхний предел сепарации принят, исходя из фактических давлений на устьях эксплуатационных скважин конкретных месторождений. Представительные пробы нефти отбирались на устьях эксплуатационных скважин в специальные ёмкостью 4 литра.
Методика исследований заключалась в следующем. Газометр II заполняли солёным раствором. Поднимали давление в сепараторе высокого давления 6 до установленного значения, например до 1,0 МПа при помощи насоса 16 и про-давочной жидкости и закрывали сепаратор высокого давления. Устанавливали контакты электроконтактного манометра 3 до давления на 0,1-0,2 МПа выше давления насыщения (например, 3,0 МПа) исходной пробы газонасыщенной нефти, находящейся в контейнере 4. Поднимали давление в воздушном компенсаторе I и промежуточной ёмкости 2 до величины. Отрывали вентили на контейнере 4 и входной вентиль у сепаратора высокого давления и начинали производить сепарацию нефти при 1,0 МПа, одновременно выпуская через нижний вентиль сепаратора солевой раствор в мерный стакан 15. Требуемое давления в сепараторе высокого давления поддерживалось с помощью входного или нижнего вентиля, а его контроль проводился с помощью образцового манометра 7, установленного на выкиде сепаратора высокого давления. Объём отсепарированной до 1,0 МПа нефти составлял 300 м3, и его количество контролировалось при помощи мерного стакана 15. При достижении этого объёма закрывали нижний вентиль и отрывали газовую линию сепаратора высокого давления, стравливая выделяющийся газ в газометр II. Сепарация продолжали до тех пор, пока не появилась первая капля нефти с газонасыщенностью 1,0 МПа на газовой линии сепаратора высокого давления и контейнера. Изменяли объём выделившегося с помощью мерного стакана 9 и отбирали газ в сосуд для отбора проб газа 12. Определяли газовый фактор I ступени сепарации. Отборный газ анализировался на хроматографе.
Перед сепарацией II ступени (сепарация нефти до атмосферных условий) снижали давление в промежуточной ёмкости 2 и воздушном компенсаторе I до давления на 0,1-0,2 МПа выше, чем давление в сепараторе высокого давления (1,0 МПа). Продували сепаратор низкого давления 13 гелием. Затем отрывали нижний вентиль сепаратора высокого давления и с помощью насоса 16 и продавочной жидкости вытесняли через выкидную линию нефть в сепаратор низкого давления должно поддерживаться не ниже давления I ступени сепарации. Объём отсепарированной нефти на II ступени принимали 250 см3, достаточный для определения упругости паров нефти (130см3), плотности (100 см3) и компонентного состава дегазированной нефти (20см3). Определяли объём выделившегося газа на II ступени. Отработанный газ анализировали на хроматографе.
