Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор методов транспортирования водонефтяных эмульсий на промыслах. Реологические свойства промысловых водонефтяных эмульсий 8
1.1 Образование водонефтяных эмульсий в скважинах и трубопроводах систем сбора 8
1.2 Особенности движения водонефтяных эмульсий в трубопроводах герметизированных систем сбора нефти и газа 11
1.3 Поведение водонефтяных эмульсий в трубопроводах систем сбора и каналах рабочего колеса центробежного насоса 14
1.4 Реологические свойства промысловых водонефтяных эмульсий 19
1.4.1 Исследования физико-химических свойств нефти 19
1.4.2. Исследования реологических свойств нефти 22
Выводы по главе 1 29
2 Теоретическое исследование работы центробежных насосов на водонефтяных эмульсиях 30
2.1 Состояние вопроса по пересчету характеристик центробежных насосов с воды на водонефтяные эмульсии 30
2.2 Аналитические зависимости для расчета характеристик центробежных насосов ЦНС на водонефтяных эмульсиях 32
3 Экспериментальное исследование работы центробежных насосов на водонефтяных эмульсиях 40
3.1 Программа и методика проведения испытаний 40
3.2 Описание экспериментальных установок 47
3.3 Испытания насоса ЦНСн 105-441 № 1 48
3.4 Испытания насоса ЦНСн 105-441 № 2 56
3.5 Испытания насоса ЦНСн 180-383 60
Выводы по главе 3
4 Гидравлический расчет трубопроводов при перекачке газоводонефтяных смесей 66
Выводы по главе 4 78
Основные результаты и выводы 79
Список использованной литературы
- Образование водонефтяных эмульсий в скважинах и трубопроводах систем сбора
- Поведение водонефтяных эмульсий в трубопроводах систем сбора и каналах рабочего колеса центробежного насоса
- Состояние вопроса по пересчету характеристик центробежных насосов с воды на водонефтяные эмульсии
- Программа и методика проведения испытаний
Введение к работе
Для современного этапа развития нефтегазодобывающей отрасли России, в том числе и АНК «Башнефть», характерна тенденция уменьшения объемов добычи нефти из эксплуатируемых месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Сегодня более 90 % нефти, добываемой в России, добывается с помощью методов регулирования пластового давления путем закачки в пласт воды. В условиях естественного истощения разрабатываемых месторождений, роста обводненности добываемой продукции все более значимой становится энергетическая оптимальность процессов транспортирования центробежными насосами водонефтяных эмульсий по промысловым трубопроводам.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений Башкортостана появляется необходимость в реконструкции систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, которая диктуется сокращением объемов добываемой нефти, физическим и моральным старением трубопроводов и оборудования. Реконструкция должна обеспечивать сокращение протяженности промысловых трубопроводов, количества дожимных насосных станций (ДНС) и установок подготовки нефти на месторождении, а также других промысловых объектов.
На сегодняшний день в целом по стране, а также на месторождениях Башкортостана основная часть продукции в системах сбора перекачивается центробежными насосами.
В связи с этим возникает необходимость учета влияния основных параметров транспортирования водонефтяных эмульсий по промысловым трубопроводам на эффективность технологического процесса (в том числе на основе разработки математических моделей пересчета характеристики центробежных насосов при работе на водонефтяных эмульсиях, уточнения методики гидравлического расчета трубопроводов при перекачке водонефтяных эмульсий).
Работа, направленная на развитие технологии сбора продукции скважин и повышение эффективности транспортирования водонефтяных эмульсий центробежными насосами, базируется на углублении знаний об образовании и разрушении водонефтяных эмульсий в условиях их высокой обводненности и является актуальной для месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки.
Цель работы
Повышение эффективности транспортирования центробежными насосами водонефтяных эмульсий по промысловым трубопроводам на основе теоретического и экспериментального изучения технологического процесса, разработки методики расчета характеристик насоса и уточненной методики гидравлического расчета трубопроводов для условий месторождений АНК «Башне фть».
Основные задачи исследований
Оценка реологических особенностей водонефтяных эмульсий в системах сбора продукции скважин АНК «Башнефть».
Разработка математических моделей пересчета характеристик насоса с воды на водонефтяные эмульсии.
Разработка стенда и проведение испытаний центробежных насосов на водонефтяных эмульсиях и сопоставление их фактических характеристик с теоретическими.
Разработка методики расчета характеристик насосов, перекачивающих водонефтяные эмульсии, на базе результатов теоретических и экспериментальных исследований.
Разработка уточненной методики гидравлического расчета нисходящих участков трубопроводов при перекачке газоводонефтяных (ГВН) смесей.
:>
Научная новизна
Установлено, что при перекачке водонефтяных эмульсий слой вытеснения на диске рабочего колеса центробежного насоса формируется из дисперсионной среды эмульсии. Эффективная вязкость и толщина слоя вытеснения в значительной степени определяют величину падения напора и коэффициента полезного действия насоса.
Впервые предложены теоретически и подтверждены экспериментально зависимости для расчета характеристик центробежных насосов при работе на водонефтяных эмульсиях на поздней стадии разработки месторождений АНК «Башнефть».
Обосновано теоретически и подтверждено промысловыми экспериментами, что при перекачке газ о водонефтяных смесей на нисходящих участках трубопроводов в зависимости от соотношений величин потерь давления на гидравлические сопротивления и на гравитационные силы общий перепад давления может быть как положительным, так и отрицательным. Проведённые гидравлические расчёты систем сбора месторождений АНК «Башнефть» показали, что на некоторых нисходящих участках при определённых параметрах ГВН смесей при числах Фруда меньше 6 смесь движется при пробковой структуре.
Практическая ценность и реализации результатов работы
Разработана методика пересчета характеристик центробежных насосов с воды на водонефтяные эмульсии, которая является составной частью следующих нормативных документов:
СТП 03-166-2004 «Агрегаты электронасосные центробежные нефтепромысловых систем. Методика проведения технического аудита на предприятиях ОАО «АНК «Башнефть»;
СТП 16-15283860-003-2004 «Руководство по организации эксплуатации оборудования насосных станций систем сбора, подготовки нефти и ППД на предприятиях ОАО «АНК «Башнефть».
Разработана методика гидравлического расчета нисходящих участков трубопроводов при перекачке газоводо нефтяных смесей, которая является составной частью СТО 03-191-2006 «Эксплуатация промысловых трубопроводов ОАО «АНК «Башнефть».
Результаты исследований внедрены при реконструкции систем сбора Арланского и Туймазинского нефтяных месторождений Республики Башкортостан.
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались на:
научно-практической конференции «60 лет Девонской нефти» (г. Октябрьский, 2004 г.);
научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности» в рамках 14-ой Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2006» (г. Уфа, 2006 г.);
семинарах, заседаниях секций Ученого совета ГУП «ИПТЭР».
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 10 печатных работ.
Образование водонефтяных эмульсий в скважинах и трубопроводах систем сбора
Продукция нефтяных скважин, состоящая из нефти, газа и пластовой воды, представляет собой трехфазную многокомпонентную систему. При совместном движении по стволу скважины и трубопроводам системы сбора интенсивное перемешивание нефти и пластовой воды приводит к образованию эмульсии. Принято различать два вида устойчивости эмульсий - агрегатив-ную и кинетическую.
Агрегативная устойчивость характеризует способность эмульгированной системы сохранять степень дисперсности внутренней фазы как в состоянии покоя, так и в движении. Эта устойчивость определяется структурно-механической прочностью защитных адсорбционных слоев, образующихся на границе раздела фаз.
Кинетическая устойчивость, характеризующая способность дисперсной фазы находиться во взвешенном состоянии, зависит, главным образом, от размеров капель, соотношения плотностей фаз и вязкости дисперсионной среды.
Адсорбция естественных эмульгаторов и стабилизаторов на границе раздела фаз, утолщение межфазного слоя протекают во времени, поэтому эмульсии со временем становятся более устойчивыми, «стареют». Процесс старения [1] сначала протекает интенсивно, а затем замедляется.
Одни исследователи считают, что водонефтяные эмульсии при определенных условиях образуются в пласте и призабойной зоне добывающих скважин [2, 3], другие полагают, что диспергирование добываемых нефти и пластовой воды с образованием эмульсий прямого или обратного типа происходит в насосном оборудовании, а также за счет выделения в системе свободного газа [4-11, 25]. Подъем обводненной продукции от забоя к устью скважин сопровождается различного рода механическими возмущениями, которые вносятся в водонефтяной поток звеньями подземной части насосного оборудования. При движении жидкости через штуцирующие элементы глубинно-насосного оборудования происходят диспергирование компонентов смеси и образование эмульсии, внешней фазой которой является нефть или вода. Если обводненность добываемой продукции менее 70 %, обычно формируются эмульсии обратного типа, при большей - прямого типа. По мере движения продукции от забоя к устью скважины давление снижается, и происходит выделение свободного газа. Всплывающие пузырьки газа способствуют дополнительной турбулизации потока, особенно в сужениях проходных сечений. К факторам, обуславливающим образование эмульсий, следует отнести и градиентное течение жидкости в насосных трубах, в которых относительное смещение слоев потока вызывает срезающие усилия по сечению капель. Присутствующие в нефти асфальтены, смолы, парафины, тонкодисперсные механические примеси, попадая на межфазную поверхность глобул дисперсной фазы, образуют бронирующую оболочку, что повышает агрегативную устойчивость эмульсий. Этот процесс продолжается на всем пути движения продукции от устья скважин по трубопроводам системы сбора.
Если энергия перемешивания смеси в скважинах намного превышает таковую в системах сбора, то эмульсия может сохранять степень дисперсности, а при определенных гидродинамических условиях может и расслаиваться на составляющие фазы.
На нефтяных месторождениях Башкортостана широко применяется подача реагентов-дсэмульгаторов в системе сбора. Такие обработанные поверхностно-активными веществами (ПАВ) эмульсии, как правило, являются неустойчивыми, что дает возможность организовать путевой сброс воды на дожимных насосных станциях до остаточного водосодержания 10. ..30 %.
Для подбора насосов для промысловых систем сбора и транспорта продукции скважин важно знать обводненность и вязкость эмульсии после сбро са воды. Наиболее характерная величина обводненности эмульсий, поступающих на прием центробежных насосов в системе сбора - менее 70 %.
С целью определения закономерностей влияния того или иного фактора на характеристики насоса многие исследователи изучали работу отдельных ступеней электроцентробежных насосов (ЭЦН) применительно к условиям подъема продукции из скважин. Многочисленные исследования работы ступеней ЭЦН при откачке водовоздушных смесей были проведены П.Д. Ляпковым [12]. На основании анализа результатов работ Р.В. Ангуса, В. Зибрехта, К. Пфлейдерера, Р.И. Шищенко и Б.Д. Бакланова был сделан вывод, что основная причина снижения показателей работы центробежного насоса - изменение структуры потока в каналах рабочего колеса [12].
Влияние структуры газожидкостной смеси и газосодержания на работу отдельной ступени сильнее, чем на работу нескольких ступеней или всего многоступенчатого насоса [16]. Экспериментальное исследование работы центробежного насоса при откачке водонефтяных эмульсий, содержащих газовую фазу, показало, что с повышением водосодержания в эмульсии отрицательное влияние свободного газа увеличивается [13].
Практика эксплуатации обводненных нефтяных скважин погружными центробежными электронасосами показала [25], что эксплуатация таких скважин часто характеризуется значительным отклонением практических параметров работы от расчетных, учитывающих влияние вязкой ньютоновской жидкости. Причину этого авторы объясняют тем, что многоступенчатый центробежный насос сам является источником образования эмульсии, а следовательно, необходимо экспериментальное изучение последствий его работы на этой эмульсии.
Поведение водонефтяных эмульсий в трубопроводах систем сбора и каналах рабочего колеса центробежного насоса
При насосном транспорте эмульсии от ДНС до УПН (см. рисунок 1.2) важной научной и прикладной задачей являются изучение явлений, происходящих в каналах рабочего колеса центробежного насоса при перекачке эмульсий, и разработка методики расчета характеристик насоса.
Работа центробежного насоса зависит от типа (группы) эмульсий. Нефтяные эмульсии, с термодинамической точки зрения, относятся к неустойчивым системам, которые стремятся достигнуть состояния равновесия. На практике устойчивость эмульсий колеблется от нескольких секунд до многих лет.
С нефтепромысловой точки зрения, все нефтяные эмульсии делятся на три группы [15]:
I группа - эмульсии обратного типа (вода в нефти), в них содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 50...60 % для тяжелых нефтей и обычно до 70...80% для легких нефтей;
II группа - это эмульсии прямого типа (нефть в воде). Эти эмульсии сравнительно маловязкие;
III группа - это «множественная» эмульсия, например такая, когда в воде содержатся капли нефти, внутри которых имеются глобулы воды. За частую такая эмульсия характеризуется повышенным содержанием механи ческих примесей.
Большой объем экспериментальных данных по исследованию перепада давления при течении двух несмешивающихся жидкостей в трубопроводе получили А.И. Гужов и В.Ф. Медведев [16,17,18]. На основе результатов своих исследований они разработали методики гидравлического расчета трубопроводов для транспортирования устойчивых и неустойчивых водонефтя-ных эмульсий.
Работы, выполненные в ТатНИПИнефть, показали, что разрушение эмульсии, обработанной деэмульгаторами, происходит не только в объеме, но и на поверхности ограничивающих поток стенок трубопроводов, сепараторов, отстойников и т. д. [20 - 24]. Этими исследованиями установлена принципиальная возможность перехода глобул воды из эмульсии в пленочное состояние и затем в свободную фазу под воздействием турбулентных пульсаций, обладающих энергией, достаточной для переноса отдельных глобул к стенкам аппарата и контактирования их со стенками. Такой контакт сопровождается эффективным разрушением защитных бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и переходом их содержимого в пленочное состояние на стенках оборудования.
Критическая толщина пленки определяется соотношением вязкостных сил, обеспечивающих ее объемную целостность, и динамическим воздействием со стороны потока.
Работы в области перекачки центробежными насосами водонефтяных эмульсий, в основном, проводились применительно к погружным насосам для добычи нефти из скважин [25, 27, 28]. Отличительная особенность явления, сопровождающего процесс движения газожидкостной или водонефтяной смеси, состоит в том, что в каналах рабочего колеса под действием центробежного поля происходит частичная сепарация компонентов смеси.
Интересная экспериментальная работа проведена О.Г. Гафуровым [26, 28] по исследованию работы колеса центробежного насоса на газожидкостной смеси. Испытания рабочих колес и ступеней насоса проводились в специальной камере, которая представляла собой цилиндрическую емкость с прозрачной крышкой для визуального наблюдения.
Газожидкостную смесь в пристенном слое удалось сфотографировать при импульсном освещении разрядным током (рисунок 1.3).
Не останавливаясь на ценных выводах, полученных на установке, отметим одно обстоятельство, имеющее принципиальное значение для данной работы. Было установлено, что на рабочей (лицевой) стороне лопатки наблюдается пристенный слой жидкости без заметного содержания пузырьков газа, т.е. слой жидкости, представляющий собой внешнюю фазу эмульсии без дисперсной фазы.
Состояние вопроса по пересчету характеристик центробежных насосов с воды на водонефтяные эмульсии
Рассмотрим свойства водоиефтяных эмульсий. По определению, нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, не растворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.
Образование и стойкость нефтяных эмульсий, в основном, определяются скоростью движения водонефтяной смеси, соотношением фаз, физико-химическими свойствами фаз, температурным режимом.
В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внутренняя называется дисперсной фазой, внешняя - дисперсионной средой, представляющей собой сплошную неразрывную фазу.
Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы из капелек разных диаметров - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся, как правило, к полидисперсным системам.
По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются на мелкодисперсные с размерами капель воды от 0,25 до 20 мк, средней дисперсности с водяными капельками размерами от 20 до 50 мк, крупнодисперсные с каплями воды размерами от 50 до 300 мк.
Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей (особенно сульфида железа FeS) и рН воды. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкостен нефти и воды:
Применительно к эмульсиям аддитивностью обладает только плотность. При содержании воды в нефти свыше 20 % вязкость эмульсий возрастает. Максимальной вязкости эмульсии достигают при критическом значении обводненности WKp, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении W вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение WKp называется точкой инверсии.
В точке инверсии происходит обращение фаз, в результате чего дисперсионная фаза (вода) становится дисперсионной средой (внешней сплошной), а дисперсная среда (нефть) - дисперсной фазой (разобщенной).
Обращение фаз нефтяных эмульсий имеет важное практическое значение. Эмульсия типа Н/В (нефть в воде) транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/Н (вода в нефти), поэтому при транспортировании эмульсий желательно стремиться к тому, чтобы внешней фазой была вода, а не нефть (при условии, что трубопроводы защищены от коррозии).
Критическое значение обводненности WKp для нефтей различных месторождений может колебаться в различных пределах, но в большинстве случаев равно 0,71. Такое разнообразие значений WKp объясняется различием физико-химических свойств компонентов эмульсии.
На свежих водонефтяных эмульсиях происходит адсорбция эмульгаторов. Адсорбция диспергированных, особенно твердых, эмульгаторов на во-донефтяной поверхности и утолщение межфазного слоя на этой поверхности всегда протекают во времени, поэтому эмульсия В/Н со временем становится более устойчивой - происходит её «старение». В начальный период «старение» происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Поэтому свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее.
Согласно исследованиям В.Г. Аванесяна [32], каждая эмульсия обладает специфическими особенностями в зависимости от её физико-химического состава, содержания различных примесей, свойств отдельных компонентов, природы и условии её образования и т.д. Степень влияния какого-либо компонента в эмульсиях различных типов проявляется по-разному.
Присутствие в эмульсии какого-либо одного компонента может уменьшить или, наоборот, увеличить степень влияния другого компонента на её структурно-механические свойства. Таким образом, по наличию в эмульсии какого-либо элемента нельзя судить о степени и направленности его влияния.
Уже из этих свойств эмульсий следует, что при бесконечном множестве различных типов эмульсий рекомендовать для определения с достаточной степенью точности вязкости всех эмульсий одну формулу невозможно.
В связи с изложенным, несмотря на необходимость в методике расчета характеристик центробежных насосов при работах их на водонефтяных эмульсиях, этим исследованиям посвящено достаточно мало работ. Основной вклад в решение этой проблемы внесли И.М. Муравьев, П.Д. Ляпков, И.Т. Мищенко [13, 25, 33]. Исследовалась работа погружных центробежных насосов на вязких жидкостях, эмульсиях и газожидкостных смесях. Авторами показано, что при прохождении через насос изменяются дисперсность, температура и градиент скорости, что, в свою очередь, изменяет величину вязкости. На основе значительного количества экспериментальных данных даны номограммы для пересчета характеристик погружных центробежных электронасосных агрегатов с воды на водонефтяные эмульсии при водосо-держании от 0 до 70 %. Естественно, что полученный результат справедлив только для погружных насосов и для эмульсий, близких по свойствам к тем, на которых проводились испытания.
Программа и методика проведения испытаний
ГОСТ 6134-87 [37] как основной документ, регламентирующий методы испытаний динамических насосов, распространяется, в основном, на испытания, проводимые на воде. Поэтому обычно основные параметры насосов определяются именно на воде. Такие испытания, как правило, проводятся на стенде завода-изготовителя. На нефтяных месторождениях, где применяются центробежные насосы, перекачиваемая среда имеет свои количественные и качественные характеристики. Наиболее распространенной перекачиваемой средой на промыслах является водонефтяная эмульсия (непыотоповская жидкость), которая не может быть эталонной средой.
Программой и методикой проведения испытаний были предусмотрены следующие цели: - определение напорной характеристики на перекачиваемой среде; - определение энергетических характеристик (потребляемой мощности и к.п.д.) на перекачиваемой среде. ГРС Измерительные приборы и устройства были выбраны таким образом, чтобы относительная предельная погрешность была не больше допустимых погрешностей, указанных в [37]. Объемная подача насоса измерялась на выходе из насоса на напорной линии. Поскольку на действующих объектах были установлены узлы учета с турбинными счетчиками «Турбоквант», поэтому был принят метод измере ния подачи такими расходомерами. Измерительные линии были оформлены как узлы учета нефти с выполнением требований инструкции по эксплуата ции, рекомендаций по проектированию и эксплуатации узлов учета нефти с турбинными счетчиками. ;
Для проведения поверки применяли турбопоршневые поверочные установки. В местах испытаний перекачиваемая среда является эмульсией, плотность и вязкость которой в каждый момент измерения могут изменяться. По этой причине турбинные расходомеры должны пройти поверку на месте установки на перекачиваемой среде. Для этой цели могут применяться тур-бопоршневые установки ТПУ «Сапфир». Однако на УПС «Андреевка» из-за отсутствия таких установок поверку расходомеров «Турбоквант» проводили на нефти.
Для измерения расхода жидкости через разгрузочное устройство насосов ЦНСн 105-441 применяли турбинные расходомеры «Турбоквант» с условным диаметром 18 мм, через разгрузочное устройство насосов ЦНСн 180-383 - с условным диаметром 25 мм.
Для определения изменения расхода через разгрузочное устройство в течение продолжительного времени применяли приборы самопишущие быстродействующие Н 338 для одновременной записи подачи насоса и расхода через разгрузочное устройство.
Давление измерялось на расстоянии, равном двум диаметрам от входного и выходного патрубков насоса. Соединительная линия между местом отбора давления и манометром должна быть полностью заполнена жидкостью. Для выпуска газа из трубки и снижения колебаний стрелки манометра перед ним устанавливался вентиль, выполняющий функции трехходового крана и демпфера. Напор насоса рассчитывается по формуле Н =0,102 Рм2 P + 0,0827-Q2 (d24-d;4)+AZM, (3.1) где Q - подача насоса, м3/с; Н- развиваемый напор, м; р - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м ; db d2 - внутренние диаметры соответственно подводящего и отводящего трубопроводов в местах измерения давления, м;
