Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Краткий обзор существующих внутрипромысловых технологий и пути их адаптации к меняющимся условиям эксплуатации.
1.1. Система добычи и сбора нефти и газа как единая технологическая структура при изменяющейся с течением времени эксплуатации месторождений.
1.2. Технологическое и техническое обеспечение совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».
1.3. Ранний предварительный сброс воды на месторождениях поздней стадии разработки.
1.4. Разработка дополнительных технических средств для осуществления поскважинного контроля и
учёта добычи. Стендовые заводские испытания трубной измерительной установки.
Выводы к главе 1 62
Глава 2. Математическое моделирование движения газожидкостной смеси в глубинном скважинном оборудовании и установках раннего сброса воды .
2.1. Тепломассообмен газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами.
2.2. Кустовой скважинный сброс воды. 73
2.3. Математические модели массообмена в секции наклонной колонны ТВО и её газовой линии .
2.4. Использование моделирования для разработки управляемых систем отбора скважинной продукции.
2.5. Использование спектрально-корреляционного анализа при оценке технологических параметров нефтепромысловых систем
Выводы к главе 2. 103
Глава 3. Разработка технологий и технических средств для совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».
3.1. Технология повышения наработки на отказ при эксплуатации УЭЦН на любом участке ствола скважины независимо от кривизны. Стендовые заводские испытания муфты гибкой в составе УЭЦН.
3.2. Газовый сепаратор УЭЦН с повышенным объёмом рабочей камеры. Стендовые испытания газового сепаратора .
3.3. Технология повышения подачи жидкости добывающими насосами.
3.4. Способы диагностирования глубинного скважинного оборудования и стендовых испытаний натуральных образцов штанг и моделей штанг.
Выводы к главе 3. 137
Глава 4. Формирование комплексного способа при кустовом сбросе и утилизации попутной воды скважинной продукции .
4.1. Разработка технологий кустового скважинного сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин.
4.2. Анализ разработанных технологий скважинного сброса воды.
4.3. Физические основы рабочего процесса при скважинном сбросе воды.
4.4. Ожидаемый эффект от внедрения ССВ в ОАО «Удмуртнефть» и ООО «Бугурусланнефть» ОАО «ТНК-ВР».
Выводы к главе 4. 169
Глава 5. Теоретическое и экспериментальное определение оптимальных технологических параметров секций наклонных колонн трубных отделителей воды, нефти и газа .
5.1. Разработка методологий теоретического и экспериментального определения параметров секции наклонной колонны.
5.2. Разработка технических средств и технологических схем.
5.3. Сравнение аппаратов для установок предварительного сброса воды.
5.4. Сравнение узлов сброса воды для кустов скважин.
Выводы к главе 5. 190
Глава 6. Промысловое применение разработанных технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа .
6.1. Применение способов определения параметров трубной сепарационной установки и технологических схем для строительства наклонных колонн путевых ТВО.
6.2. Применение способа обработки скважин и их 196 призабойных зон для удаления сульфидов железа .
6.3. Промысловые испытания и результаты подкон- 199
трольной эксплуатации МГ в составе УЭЦН.
6.4. Опытно-промысловая эксплуатация ССВ. 208
6.5. Трубная измерительная установка для измерения количества жидкости и газа
Выводы к главе 6. 214
Заключение 216
Список литературы
- Технологическое и техническое обеспечение совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».
- Математические модели массообмена в секции наклонной колонны ТВО и её газовой линии
- Газовый сепаратор УЭЦН с повышенным объёмом рабочей камеры. Стендовые испытания газового сепаратора
- Применение способа обработки скважин и их 196 призабойных зон для удаления сульфидов железа
Введение к работе
Актуальность проблемы
Перспективы развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) определяются как расширением надежной сырьевой базы, так и совершенствованием добычи и сбора нефти и газа на нефтяных месторождениях, в том числе созданием и применением технологий и технических средств, ведущих к повышению эффективности добычи нефти.
В настоящее время значительная часть нефтяных месторождений находится на третьей и более поздней стадиях разработки, которые характеризуются низкими дебитами нефти и высокой (до 90% и более) обводненностью продукции скважин. Поэтому требуется разработка новых технологий и технических средств для осуществления добычи и сбора нефти и газа, адаптированных к месторождениям поздней стадии разработки.
Проблемы совершенствования систем обустройства нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки тесно связаны с общими направлениями улучшения технологических схем обустройства. Главными из требующихся технологий и технических средств для внедрения на современном этапе развития нефтедобычи являются те, которые направлены на:
обеспечение раннего сбора и утилизации пластовых вод как главной меры по сокращению объёмов перекачек и фронта агрессивной коррозии;
организацию достоверного поскважинного контроля и учёта добычи как основы всей системы рационального недропользования;
введение мер по учету, сохранению и утилизации попутного газа в промысловых условиях;
создание управляемых систем отборов и воздействий на пласт как основной меры обеспечения эффективной разработки месторождений со сложной структурой и трудноизвлекаемыми запасами.
При этом требуется теоретическое обоснование создаваемых для решения данных задач технологий и технических средств. Также нужно использовать по
мере разработки и обустройства месторождений существующее, но выведенное из
эксплуатации оборудование по новому назначению.
Цель работы
Создание и совершенствование ресурсосберегающих и пригодных к широкому внедрению технологий и технических средств по добыче и сбору скважин-ной продукции для нефтяных месторождений поздней стадии разработки с учётом возможностей адаптации к естественно меняющимся условиям и использования по новому назначению существующего и выведенного из эксплуатации оборудования с подтверждённой в процессе промысловых испытаний и подконтрольной эксплуатации эффективностью.
Задачи исследования
Для достижения поставленной цели решаются следующие основные задачи:
-
Оценка совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа с учётом особенностей конкретных месторождений, находящихся в поздней стадии разработки и её влияние на извлечение нефти.
-
Разработка математических моделей движения газожидкостной смеси в глубинном скважинном оборудовании и установках раннего сброса воды для выбора критериев подобия при использовании результатов исследований в промысловых условиях. Разработка управляемых систем отборов и воздействий на пласт. Совершенствование поскважинного контроля и учета добычи.
-
Формирование требований к кустовым установкам сброса воды и разработка соответствующих им автономных узлов на основе ранее использованного, но выведенного из эксплуатации оборудования. Применение комплексного способа при кустовом сбросе и утилизации попутной воды скважинной продукции в результате воздействия на пласт, снижения объёмов перекачек и уменьшения поверхности агрессивной коррозии.
-
Использование моделирования массообмена в секции наклонной колонны трубного водоотделителя (ТВО) и его анализ. Обоснование критериев подобия для определения оптимальных технологических параметров и обобщения результатов промысловой эксплуатации.
-
Определение условий физического моделирования скважинного глубинного оборудования с вращающимися каналами. Снижение вибрации штатных установок электропогружных центробежных насосов (УЭЦН) для повышения наработки на отказ в скважинах с предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола путём создания гибких конструкций для соединения секций корпусов и ротора. Возможность повышения производительности газового сепаратора УЭЦН путём увеличения вместимости рабочей камеры при сохранении габаритов для эксплуатации в искривлённых скважинах.
-
Промысловая подконтрольная эксплуатация разработанных ресурсосберегающих технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа для практического подтверждения эффективности.
Методы исследования При выполнении исследований обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечиваются за счет использования современной измерительной аппаратуры, математических моделей, современных методов обработки информации, математических методов в области гидромеханики и волновой механики, а также подтверждаются полученными практическими результатами.
На защиту выносятся
1 Оценка совместимости существующих технологий и технических средств
системы добычи нефти и газа. Её влияние на выходные параметры (количество
добытых нефти и газа при изменяющихся с течением времени условий разработки
месторождений).
Комплексный подход к системе добычи и сбора с учётом меняющихся показателей эксплуатации месторождений с использованием критериев, учитывающих стадии разработки месторождений, физико-химические свойства добываемой продукции и технико-технологические параметры конкретно используемого оборудования.
2 Комплексный способ при кустовом сбросе и утилизации в «родной» пласт
попутно добываемой воды использованием выведенных из эксплуатации сква-
жин. Децентрализация сброса пластовых вод, организация гибких локальных систем поддержания пластового давления (ППД) с дифференцированной очисткой вод.
-
Математическая модель массообмена при сбросе воды в наклонных колоннах ТВО.
-
Теоретическое и экспериментальное определение оптимальных технологических параметров секций наклонных колонн трубных отделителей воды, нефти и газа.
-
Математическая модель тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, гибкая муфта, газовый сепаратор). Метод эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, по параметрам, замеряемым на устье.
-
Комплекс технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа на месторождениях поздней стадии разработки: трубная обвязка на устье для измерения количества извлекаемых из скважины нефти и газа, муфты гибкие для соединения секций корпусов и ротора в скважинах с практически возможными предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола, газовый сепаратор с повышенным объёмом рабочей камеры при сохранении габаритов.
Научная новизна 1 Разработана система добычи и сбора нефти и газа, в которую впервые введён кустовой сброс и утилизация попутно добываемой воды, представленной в качестве нескольких модулей, что позволяет осуществить её функциональную адаптацию к естественно меняющимся условиям разработки месторождений путём рациональной трансформации применяемых технологий и состава предложенных технических средств. Теоретически и экспериментально установлено, что постоянная и не зависящая от дебита относительная погрешность по объёму добываемой жидкости достигается использованием трубной обвязки, периодическое заполнение которой обеспечивается датчиками уровня, фиксирующими объём заполнения и удаление газа.
2 С учётом многофакторности ситуаций эксплуатации (в частности, рабочие
параметры куста, размещение, климатическое исполнение) определены концептуальные условия применения кустовых установок сброса воды. Теоретически и промысловыми испытаниями обоснован новый вид сепарационных установок -скважины для сброса воды, обеспечивающие сброс воды с качеством, удовлетворяющим геологическим условиям пласта. Путём разработки и сравнения в авторской интерпретации математических моделей сепарационных установок при кустовом сбросе обоснованы технологические преимущества скважин для сброса воды перед применяемыми наклонными колоннами и ёмкостными аппаратами (адаптация к изменению объёма поступающей жидкости, автономность, малые габариты, постоянство температур рабочего процесса, низкая стоимость, экологическая безопасность).
-
Выведен критерий подобия для моделирования массообмена в наклонных колоннах установок предварительного сброса воды и обобщения промысловых результатов. Определена доля испарённой жидкости в газожидкостном потоке по параметрам газа, теоретически доказано и экспериментально (на воздухе и воде) подтверждено, что добавка и испарение небольшого количества жидкости (в пределах 7 % массы) практически не влияют на приведенный расход газа.
-
Теоретически и экспериментально получены с использованием разработанного критерия подобия безразмерные соотношения для определения оптимальных параметров секций наклонных колонн и число секций трубных отделителей воды.
-
Обоснованы критерии подобия для физического моделирования тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, гибкая муфта, газовый сепаратор).
6 Теоретически по-новому обоснована возможность предотвращения чрез
мерного снижения динамического уровня нефти в скважине при работе погруж
ного электроцентробежного насоса и увеличения его подачи путём автономного
отвода газа на сборный коллектор из затрубного пространства минуя групповую
замерную установку.
7 Экспериментальные исследования, включая стендовые заводские и промысловые, позволили установить, что у УЭЦН снижаются изгибающие напряжения в корпусных и роторных узлах насоса за счёт использования созданных шарнирных соединений с промежуточными валами.
Практическая ценность и реализация результатов работы
1 Разработана, испытана и после подконтрольной эксплуатации в ряде нефтя
ных компаний поставлена на серийное производство муфта гибкая (патент №
2230233), обеспечивающая спуск и продолжительную эксплуатацию УЭЦН на
любом участке ствола скважины независимо от его кривизны (Разрешение на
применение № РРС 41- 000241, дата выдачи 19.09.2011; Сертификат соответствия
на серийный выпуск № C-RUA^i36.B.01452 ТР 0493645, срок действия с
27.01.2011 по 26.01.2016). Они выпускаются в габаритах 5 и 5А в обычном и из
носостойком исполнении и находят широкое распространение (ОАО «АНК
«Башнефть» (акт от 15.09.2011, протокол технического совета от 14.10.2011),
ОАО «НК «Роснефть» (ООО «РН-Пурнефтегаз» (акт о подконтрольной эксплуа
тации от 03.03.2010), ООО «РН-Юганскнефтегаз» (акт от 03.03.2011), ОАО «Уд-
муртнефть» и ОАО «Самаранефтегаз»), ОАО «Томскнефть» (промкжуточный акт
от 01.12.2012), ОАО «ТНК-ВР» и ОАО «РуссНефть».
2 Разработана трубопроводная обвязка для измерения количества извлекае
мых из недр нефти и нефтяного газа (патент № 2342528), которая после стендо
вых заводских испытаний, подконтрольной эксплуатации и промысловых испы
таний в ОАО «ТНК-ВР» поставлена на серийный выпуск (сертификат соответст
вия на серийный выпуск № С-Яи.АЯЗб.В.02249 ТР 1127528, срок действия с
28.02.2012 по 27.02.2017). Установка удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 8.615-
2005.
3 Скважины для сброса воды (патенты РФ №№ 2252312, 2264841, 2284210 и
др.) обеспечивают ранний кустовой сбор и утилизацию пластовых вод, начиная с
кустов скважин (применение в ОАО «НК «Роснефть»» (по Целевому инноваци
онному проекту ОАО «НК «Роснефть»» ЦИП-38 «Разработка технологий и кон
струкций малогабаритных автономных установок раннего предварительного
сброса воды» на Гараевском нефтяном месторождении ОАО «Самаранефтегаз»
(техническое задание от 27.01.2012 г.) и ООО «РН-Юганскнефтегаз» (техническое задание на пилотную установку раннего сброса воды производительностью по жидкости 2800 м /сут. на кусте 57а Мамонтовского нефтяного месторождения)), ОАО «Удмуртнефть» (производительностью по жидкости 180м7сут. на скважине 168 НГДУ «Воткинск» и производительностью по жидкости 900 м /сут. в НГДУ «Гремиха») и ОАО «ТНК-ВР» (протокол №12а-2011 от 11.08.2010).
Апробация работы
Основные положения, представленные в диссертации, регулярно докладывались и обсуждались начиная с 2002 года на научных мероприятиях различного уровня, наиболее значимые из которых: 16-я международная конференция «Современные методы и средства неразрушающего контроля и технической диагностики (г.Ялта, 2008), V международная научно-практическая конференция «Правовая охрана результатов интеллектуальной деятельности в промышленности и наноиндустриии (г. Уфа, 2009). Также результаты обсуждались на научно-технических советах ОАО «НижневартовскНИПИнефть» (г. Нижневартовск, 2008), ООО «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2009), ОАО «Самаранефтегаз» (г. Самара, 2009), ОАО «Удмуртнефть» (г. Ижевск, 2009, 2010 и 2011), ООО «Бугурус-ланнефть» ОАО «ТНК-ВР» (г. Бугуруслан, 2010), ОАО «Саратовтфтегаз» ОАО «РуссНефть» (г. Саратов, 2011), филиале «Муравленковскнефть» ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз» (г. Муравленко, 2011), ООО «СамараНИПИ-нефть» (г. Самара, 2011) и ООО «Ижевский нефтяной научный центр» (г. Ижевск, 2011).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 78 печатных работ, в том числе 18 статей в рецензируемых центральных журналах, входящих в перечень ВАК, 5 статей в зарубежных журналах, 30 патентов на изобретение, 2 авторских свидетельства и 13 патентов на полезную модель.
10 Структура работы
Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 221 наименований и шести приложений, изложенных на 352 страницах, содержит 62 рисунка и 17 таблиц.
Технологическое и техническое обеспечение совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».
Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах выполнено И.М. Муравьёвым и Н.Н. Репиным - старшим [156]. Основные способы и проблемы добычи нефти, а также устройства описаны в [50, 69, 88, 94, 102, 103, 104, 163]. Для защиты НКТ применяются, например, стеклянные покрытия [45].
Добывающая скважина с устройством добычи рассматривается как единый блок, воздействующий на пласт путём откачки из него продукции. Обсадная колонна представляет собой жёсткую металлическую конструкцию, по которой хорошо распространяются колебания. Частота (период) и амплитуда колебаний зависят от режима и структуры течения продукции в скважине, а также от частоты и амплитуды колебаний устройства добычи. Дополнительный дисбаланс возникает на первых ступенях насоса из-за наличия несжатого газа. Обычно максимальный момент силы действует в месте соединения насоса с НКТ. Колебания УЭЦН передаются на колонну НКТ, причем частота колебаний кратна частоте вращения погружного электродвигателя (ПЭД).
Очевидно, что спуск и последующую работу УЭЦН требуется обеспечить на том участке ствола скважины, где его размещение оптимально для добычи, даже если скважина имеет предельные углы наклона и интенсивность искривления ствола. Известно, что при кустовом бурении большая часть скважин имеет сверхнормативную кривизну, которая также увеличивает вероятность повреждения секций корпуса и/или ротора в процессе спуска.
В серийных УЭЦН для соединения секций ПЭД и насоса, НКТ, а также ПЭД с насосом используется муфта, содержащая жёсткий корпус [76]. Она вызывает появление внутренних напряжений и возможность заклинивания НКТ и УЭЦН при спускоподъемных операциях и их работе на искривленных участках скважин.
Были предприняты попытки сделать УЭЦН гибким за счет муфт гибких (МГ) [77, 78], которые по сути являются карданными соединениями. Поэтому в них возникают неравномерные крутильные колебания в верхней части ротора, вызванные тем, что равномерное вращение ротора нижней секции преобразовывается одинарной шарнирной муфтой при изгибе оси сочленения валов в неравномерное пульсирующее вращение вала верхней секции [79]. При этом с ростом угла изгиба увеличивается амплитуда пульсации. Например, МГ [77] содержит два корпуса, соединенных между собой посредством сферического элемента и сферического гнезда. Это вызывает необходимость сильной затяжки гайки сферического шарнира для обеспечения герметичности стыка, что приводит к ограничению подвижности соединения за счет увеличения сил трения на сферической поверхности, а также ограничению ресурса бочкообразной головки с наружными зубьями из-за неравномерности угловых скоростей ее зубьев, возникающих при изгибе осей предлагаемого шарнира. Муфта [78] также содержит два корпуса, соединенных между собой посредством кольца со сферической наружной поверхностью, снабжённой сферическим элементом, который оснащён двумя кольцевыми канавками с резиновыми уплотнениями, при этом сферический элемент снабжен гнездами для шпонок, служащих для ограничения угла поворота корпусов относительно продольной оси. В этой МГ возможны нарушения герметичности сферического соединения из-за износа резиновых уплотнений в процессе эксплуатации, а также низкий ресурс деталей ротора верхней секции из-за повышенных крутильных колебаний.
При добыче нефти с большим содержанием газа необходимо частично удалять газ до поступления его в приёмное устройство насоса, чтобы избежать разрушения насоса из-за кавитации. Недостатком газового сепаратора [80], содержащего корпус с отверстиями для отвода жидкости, шнек и втулку, является то, что при большом содержании газа в добываемой продукции скважины на выходе невозможно получить газожидкостную смесь с максимально допустимым содержанием газа. Также применяется газовый сепаратор [81], содержащий корпус с всасывающими отверстиями, вал с установленным сепарирующим узлом в виде цилиндрического барабана с радиальными лопастями и устройство для отвода жидкой и газообразной сред, размещенных на выходе из барабана. Но при большом содержании газа в добываемой продукции скважины на выходе из него не всегда можно получить газожидкостную смесь с допустимым содержанием газа. Его развитием является газовый сепаратор [82], в котором дополнительно размещён на выходе из барабана шнек с корпусом, причем площадь проточной части корпуса шнека выполнена уменьшающейся в осевом направлении от входа к выходу, а угол наклона лопастей на выходе из шнека равен 90. Недостатками его являются: во-первых то, что внутренний объем сепарирующего узла используется недостаточно полезно для сепарации газа из-за находящегося в нем вала, а во-вторых, то, что принципиально не исключается возможность попадания отделенного газа в каналы для отвода жидкой среды при больших значениях газового фактора и, наоборот, попадания жидкой среды в каналы для отвода газовой среды при добыче нефти с малыми значениями газового фактора.
Актуальна задача диагностики состояния работающего в скважине глубинного оборудования. При этом затруднён и нежелателен спуск в скважину приборов, а также кабелей для передачи информации. Предпочтительно использовать уже имеющееся оборудование. Обсадная колонна, колонна НКТ и колонна штанг являются металлическими конструкциями, по которым хорошо распространяются колебания (скорость распространения звука в металлах достигает 7000 м/с). При возникновении дефектов спектр шумов меняется. Поэтому диагностику металлической колонны, используемой при добыче, можно использовать для оценки состояния работающего глубинного оборудования. Применяется диагностика целостности труб, в которой из трех излучателей, установленных вокруг трубы, излучаются ультразвуковые волны, при этом труба движется поступательно [83]. Но её невозможно применить на практике для диагностики целостности металлической колонны, так как для этого потребуется протянуть мимо трех излучателей всю колонну или переместить три излучателя относительно всей колонны. Иногда диагностика осуществляется методом акустической эмиссии, включающей определение и измерение спектра шумов датчиками, причем акустические сигналы принимаются не менее чем тремя датчиками, расположенными в разных местах поверхности изделия, а дефект (трещина) выявляется с использованием показаний датчиков с разных сторон от трещины [83]. Но данную технологию практически невозможно применить для контроля целостности металлической колонны, имеющей большую протяженность, поскольку для достижения приемлемой точности при выявлении местоположения заранее неизвестной трещины необходимо иметь большое количество датчиков и обеспечить их надежное закрепление на поверхности. Другая диагностика целостности металлической колонны [84] основана на выявлении трещин путём определения и измерения спектра упругих колебаний, возникающих от движения металлической колонны, определения мест трения колонны, а также проведения диагностики целостности по анализу изменения указанного спектра во времени. Но она недостаточно надёжна при появлении и увеличении трещин в колонне, что может привести к аварии.
Для прогнозирования работы ШГН или винтового насоса с поверхностным приводом до спуска колонны штанг в скважину следует провести испытания отдельных штанг на поверхности в условиях, максимально приближенным к реальным, т.е. требуется способ стендовых испытаний натуральных образцов штанг или моделей штанг на усталостную прочность. В ходе стендовых испытаний натуральных образцов штанг или моделей штанг на усталостную прочность образец или модель движется поступательно в центре полости между тремя искателями [83]. Но при этом нельзя исследовать штанги, работающие под нагрузкой. Другая технология стендовых испытаний натуральных образцов штанг или моделей штанг на усталостную прочность позволяет испытывать штангу, у которой один конец закреплен на стенде, а к другому через стыковочное устройство подается нагрузка, причем на штанге устанавливают тензо-резисторы. Через стыковочное устройство конец штанги нагружают крутящим моментом и измеряют возникающие при скручивании деформации [85]. Недостатком данного способа является слабое подобие реальным нагрузкам - обычно основная нагрузка направлена вдоль оси штанги, что и обуславливает проблематичность использования результатов таких испытаний.
Математические модели массообмена в секции наклонной колонны ТВО и её газовой линии
На основе (2.1) разработана математическая модель течения газожидкостного потока для самого сложного случая в системе добычи и сбора нефти и газа - в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, газовый сепаратор).
Математическому моделированию течения и массопереноса многофазных сред в неподвижных каналах посвящено значительное количество публикаций (например, см. [171, 172]). В настоящее время в связи с потребностью интенсификации рабочих параметров вращающихся элементов энергетических машин значительный интерес представляет создание и анализ математических моделей тепломассопереноса в газожидкостных средах во вращающихся каналах, ибо только эффектом вращения можно объяснить такие явления, как сепарация жидкости под действием центробежных и кориолисовых сил, существенная деформация траекторий и т.д.
При выводе нижеприведённых уравнений использованы следующие допущения: - образующийся пар мгновенно смешивается с газовым потоком до полной однородности; - рассматривается установившийся процесс и соответствующие уравнения газодинамики, тепломассопереноса и движения капель; газ идеальный; разложения пара не происходит; - жидкая фаза состоит из капель одинакового диаметра, капли не сталкиваются, не дробятся и не коагулируют; объемная доля жидкой фазы много меньше газовой; - трение на стенках канала отсутствует. Эти допущения общеприняты [171, 172]. Дополнительно введены новые данные для учета эффектов вращения: - на входе в канал капли по сечению распределены равномерно; - капли, попавшие на стенки канала, испаряются мгновенно; - в рассматриваемом объёме, расположенном между двумя близкими поперечными сечениями, перпендикулярными к оси канала, параметры каждой из фаз одинаковы.
Для записи уравнений используется вращающаяся система координат, связанная с вращающимся каналом.
Уравнения массы, импульса и энергии жидкой и газовой фаз выписываются так: vnwC = ; (2-3) VpJC = -inJ + J)\ (2-4) Vpewl = nj+J; (2.5) PJVW «7; (2.6) peWyWa = -VP-nJ-(nj + j)U\ (2.7) PjVJJex = Bsj-WjVpl + nq , (и/ + yJ% P: «Zw и,- ±„„-.{nj+vi4i -; V (2-8) ґи2 . Л „ (2.9) PsWeVee = WeVp"e + nfU + (nj + j)\ - + i t -in\-nq + Q; г г где n - плотность распределения капель по размерам, характеризующая их число в единице объёма смеси; - интенсивность изменения плотности капель в результате оседания; / - сила; j - интенсивность массообмена капли; / -интенсивность массообмена капель, осевших на стенки канала; U (t/ = We -W J - скорость обдува; а - объемная доля фазы газожидкостной смеси; е - внутренняя энергия; і (і = е+Р/р) - энтальпия; Q, q - интенсивность теплообмена стенок канала с единичным объёмом, интенсивность теплообмена капли; индексы: и - истинный (табличный); - характерный; п - пар; ф - фазовый переход жидкость-газ. где х, у, z - координаты во вращающейся системе. Для замыкания системы (2.3) ... (2.9) дополнительно вводится уравнение объёма капли: где Q.dm (О0„„ = 1 + 0,Зл/ЯеРг) - коэффициент динамического испарения; к - безразмерная концентрация пара; в - объём капли; Рг - число Прандтля; индекс Е - поверхность капли.
Для создания унифицированных алгоритмов расчета, и выявления условий физического моделирования систему (2.3) - (2.10) необходимо привести к безразмерному виду подобно (2.2) с минимально возможным числом свободных критериев. Производится замена переменных:
где а) - угловая частота вращения; R - радиус от оси вращения до центра рассматриваемого объёма; F - площадь поверхности канала, ограничивающая рассматриваемый объём.
В качестве характерного размера выбраны характерный путь испарения I [I =WI0T") И начальный диаметр капли. Два масштабных множителя / и d0 использованы для удобства оперирования в вычислительных алгоритмах величинами одного порядка. После замены переменных по (2.13) система (2.3) - (2.10) сведётся к системе с безразмерными переменными, которая в матричной форме записывается так:
Газовый сепаратор УЭЦН с повышенным объёмом рабочей камеры. Стендовые испытания газового сепаратора
Сложность регулирования части предварительной сепарации ССВ при центробежной сепарации связана с тем, что для сепарации водонефтяной эмульсии требуется поддерживать скорость её на входе в установку в достаточно узком диапазоне. Если скорость мала, то центробежная сила может быть недостаточна для осуществления сепарации. Напротив, если скорость высока, то центробежная сила может привести к дроблению капель нефти на более мелкие, т.е. созданию стойкой эмульсии.
Это ставит необходимость проведения дополнительных исследований по определению диапазона скоростей на входе в часть предварительной сепарации, в которой происходит центробежное предварительное разделение эмульсии (в зависимости от диаметра и частоты вращения, а также физико-химических свойств). Также требуется определить потери напора эмульсии при переходе поступательного движения водонефтяной эмульсии во вращательное.
Поэтому при разработке ССВ следует стремиться обеспечить удовлетворение следующих возможностей: - осуществление центробежной и/или гравитационной сепарации без дополнительной перенастройки установки; - удаление части газа из водонефтегазовой смеси до начала разделения эмульсии.
При разработке ССВ, предназначенных для сепарации водонефтегазовой смеси, в отличие от установок для сепарации только водонефтяной эмульсии, нужно дополнительно учитывать: - деление эмульсии на нефть и воду под действием центробежной силы происходит в достаточно узком диапазоне скоростей на входе в трубную вставку (по данным [95] для нефти бакинских месторождений она составляет 4 ... 6 м/с); - при течении водонефтегазовой смеси в нефтегазопроводе её скорость не должна превышать 1,5 м/с [34], а скорость предварительно расслоенной водонефтегазовой смеси - 1 м/с [4].
Поэтому при применении технологии ССВ для разделения водонефтегазовой смеси сначала под действием центробежной силы нужно обеспечить удаление основного количества газа и организовать стекающую закрученную плёнку жидкости, скорость вращения которой следует плавно увеличивать за счет уменьшения диаметра вращения.
Трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси и отвода частично обезвоженной нефти и воды оснащаются пробоотборниками и регулирующими кранами. Регулирующие краны нужны для изменения расхода при изменении режима работы и/или для регулирования качества сбрасываемой воды. Дополнительно возможна установка расходомера воды на трубопроводе отвода сброшенной воды.
Внутренняя колонна может располагаться внутри или вне трубной вставки. Трубопровод подвода подсоединяется к устью скважины (обычно при подаче водонефтяной эмульсии) или устройству для отделения и сбора газа (обычно при подаче водонефтегазовой смеси). Основные способы подсоединения трубопровода подвода - прямой или тангенциальный. В зависимости от условий допускаются иные способы подсоединения. Первый и второй трубопроводы отвода применяются соответственно для отвода нефти и воды. Использование их по тому или иному назначению (отводу нефти или воды) зависит от способа сепарации эмульсии (центробежный и/или гравитационный), геометрических размеров скважины, трубной вставки и патрубка, а также от рабочих параметров водонефтегазовой смеси (расход жидкости, обводнённость, газовый фактор, температура, давление, время разрушения эмульсии и т.д.). При этом следует учитывать, что нефть и вода - несжимаемые жидкости.
Из перечня необходимых узлов ССВ вытекают следующие возможные варианты их исполнения: - внутренняя колонна расположена внутри или вне трубной вставки - 2 варианта; - нижние концы внутренней колонны и трубной вставки на одном или разных уровнях (у внутренней колонны ниже или выше) - 3 варианта; - водонефтегазовая смесь поступает в трубную вставку или в скважину - 2 варианта.
Общее число возможных вариантов исполнения ССВ - 12 (2 3 2=12). Все варианты имеют свои достоинства и недостатки. При выборе любого варианта кроме геометрических размеров (скважины, трубной вставки и внутренней колонны) обязательно должны учитываться параметры водонефтегазового потока, а также физико-химические свойства компонент газожидкостной смеси. Дополнительными параметрами являются приёмистость нагнетательной скважины, а также геологические условия по качеству закачиваемой воды.
В зависимости от способа сепарации и геометрических размеров подсоединение трубопровода подвода осуществляется прямо или тангенциально. При необходимости допускается и иное подсоединение.
Применение способа обработки скважин и их 196 призабойных зон для удаления сульфидов железа
Для повышения эффективности и технологичности обработки за счет закачки доступного реагента в затрубное пространство и размещение его в скважине от динамического уровня жидкости до устья или за счет закачки доступного реагента непосредственно в призабойную зону, а также исключения необходимости откачки реагента из скважины разработан и защищен патентом на изобретение способ обработки скважин и их призабойных зон для удаления сульфидов железа [125].
В качестве реагента для удаления сульфидов железа используют реагент ХПР-001, который заливают в затрубное пространство скважины в количестве, необходимом для его размещения в скважине от динамического уровня до устья, или закачивают в призабойную зону скважины. После обработки скважины от динамического уровня до устья в затрубное пространство скважины заливают нефть с ингибитором коррозии в количестве, необходимом для размещения в скважине от динамического уровня до устья. Реагент ХПР-001 используют с добавкой деэмульгатора. Заливаемую в скважину нефть с ингибитором коррозии используют с добавкой деэмульгатора.
Предварительно выявляют участки ускоренного роста отложений сульфидов железа и производят обработку этих участков. В лабораторных условиях моделируют условия скважины и призабойной зоны и производят подбор технологии применения реагента ХПР-001.
Автором экспериментально установлено, что свойствами реагента для удаления сульфидов железа обладает реагент ХПР-001, применяемый для удаления АСПО и выпускаемый по ТУ 2458-043-43122541-01. Реагент ХПР-001 обладает также свойствами, необходимыми для размещения в скважине от динамического уровня до устья.
Реагент ХПР-001 некислотного происхождения; представляет собой раствор неионогенных ПАВ (оксиэтилированных алкилфенолов) в смеси растворителей - нефраса и метанола.
Автор предполагает, что выявленное свойство реагента ХПР-001 удалять сульфиды железа объясняется установленной М.Ю.Плетневым способностью оксиэтилированных алкилфенолов, подобно краун-эфирам, комплексовать катионы металлов [129]. Поэтому, по его мнению, и другие комбинации оксиэтилированных алкилфенолов, возможно, с метанолом - являются перспективными для их исследования в качестве реагентов для удаления сульфидов железа.
Данный способ для варианта обработки скважины осуществляется следующей последовательностью операций: 1. Остановка работы скважины, подлежащей очистке. 2. Определение высоты динамического уровня в скважине. Расчет рабочего объема скважины от динамического уровня до устья. Рабочий объем скважины представляет разность между внутренним объемом скважины и объемом, занимаемым колонной НКТ. 3. Подвоз реагента ХПР-001 в количестве, равном рабочему объему скважины. 4. Стравливание газа, содержащегося в скважине между динамическим уровнем и устьем. Это необходимо, так как в противном случае газ будет препятствовать заливке реагента. 5. Заливка в затрубное пространство скважины (затрубное пространство -это область между наружной поверхностью колонны НКТ и внутренней поверхностью обсадной колонны скважины) всего подвезенного реагента ХПР-001, удаляющего с материала обсадной колонны и НКТ труб образования сульфидов железа и АСПО. 6. Выдержка реагента для удаления сульфидов железа в скважине в течение времени, достаточного для очистки от сульфидов железа. 7. После выдержки по п.6 - герметизация скважины и запуск насоса (включение скважины). Реагент ХПР-001 откачивается вместе с продукцией скважин (водонефтегазовой смесью). Таким образом, исключается необходимость удаления насыщенного сульфидами железа реагента.
Через некоторое время динамический уровень жидкости в скважине возвращается в начальное положение. Качество нефти при этом повышается, так как скважина от динамического уровня до устья очищена от сульфидов железа.
После возвращения динамического уровня жидкости в начальное положение и последующей остановки скважины может быть произведена заливка в затрубное пространство скважины нефти с ингибитором коррозии защитного действия, например Сонкор, в количестве, необходимом для размещения указанной нефти в скважине от динамического уровня до устья. Выдержка нефти с ингибитором коррозии в скважине - в течение времени, достаточного для образования защитной пленки на поверхностях оборудования (обсадной колонны и насосно-компрессрных труб от динамического уровня до устья скважины). В заливаемый в скважину реагент для удаления сульфидов железа и/или нефть может быть добавлен деэмульгатор, например LML-4312.
Нефть используется потому, что в ней не содержится сероводород и углекислый газ. Заливка в затрубное пространство скважины от динамического уровня до устья нефти с ингибитором коррозии защитного действия, например Сонкор, и выдержка времени, достаточного для образования защитной антикоррозионной пленки на поверхностях обсадной колонны и насосно-компрессорных труб от динамического уровня до устья скважины, позволяет образовать на них защитную пленку.
