авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Образование водогазонефтяных эмульсий в механизированных скважинах и их разделение в поверхностных аппаратах

-- [ Страница 2 ] --

При моделировании приняты следующие допущения:

– рабочее вещество – несжимаемая жидкость;

– пульсациями параметров на входе пренебрегаем. Постоянные скорость, давление и параметры турбулентности;

– неравномерностью параметров в перфорационных отверстиях пренебрегаем. Равные граничные условия в перфорационных отверстиях;

– изменение температурного поля пренебрежимо мало;

– область ствола скважины в зоне перфорационных отверстий и выше считаем достаточной для представления картины течения и получения параметров основных характеристик потока.

Рассмотрение распределенных источников на стволе скважины нацелено на выявление скольжения фаз – отставания (опережения) водной фазы от нефтяной – с определением характерных параметров заполнения скважины в зависимости от обводненности поступающей из пласта жидкости.

Рассмотрено движение в вертикальных стволах скважин двухфазной жидкости при ламинарном и турбулентном режимах течения.

Рассматриваемая модель представляет собой участок скважины с одной перфорационной зоной – 4 распределенных источника. Отличительная особенность модели – малое количество перфорационных отверстий. Данное упрощение необходимо для определения влияния распределенных источников на структуру потока, что позволит распространить полученные результаты на всю скважину при использовании методов подобия. Построенная расчетная сетка отличается зоной локального измельчения в области распределенных источников.

Частое расположение сечений определения параметров потока предназначено для получения наиболее четкой картины течения. На рисунке 1 показано характерное структурообразование потока с зонами интенсивного смешения – область сечений 13 – 16, 19 – 23, зонами продвижения несмешанного сконцентрированного компонента потока – воды (сечения 12, 18, 24 – 27, 29). Рассмотрение рисунка позволяет охарактеризовать структуру потока следующим образом.

В зоне перфорационных отверстий происходит интенсивное смешивание потоков с дальнейшим продвижением флюидов вдоль ствола скважины как вверх, так и вниз. По мере продвижения водяной флюид, смешиваясь с нефтью, образует смеси – перистую структуру (сечения
13 – 16), а также происходят процессы концентрирования фракции воды.

б

а б

г

в

г д

а) б) в) г) д)

а – поле концентрации флюидов в период установления характерной структуры потока; б – векторы скорости по продольной плоскости; в – поле полного давления

по продольному сечению скважины; г – поле турбулентной энергии по продольному сечению скважины; д – поле турбулентной диссипации по продольному сечению скважины

Рисунок 1 – Характерное структурообразование потока

Несимметричность зон накопления водяного флюида (сечения 12, 18, 25) характерно описывает нестационарные и турбулентные процессы, происходящие в стволе скважины (срывы воды с перфорационных отверстий с хаотичным смешиванием), что создает условия для образования нефтеводяной эмульсии.

Для случая маловязкой легкой нефти наблюдается отставание фазы воды и, как результат этого, увеличение среднего значения концентрации воды в рассмотренном объеме. Для динамической структуры она составляет 40 % даже при 5 %-ном содержании в поступающей из коллектора жидкости. При рассмотрении изменения скорости потока наблюдаем колебание среднего значения по объему в пределах порядка 0,003 м/с, что характерно для продвижения структурированного потока (рисунок 2).

а – среднее значение по объему;

б – среднее значение по площади сечений

Рисунок 2 – Графики изменения скорости флюидов

Приведены результаты движения двухфазной жидкости в стволе вертикальной скважины на участке с группой перфорационных отверстий (рисунок 3).

Рисунок 3 – Твердотельная модель рассматриваемого участка вертикальной скважины (приток пластовой жидкости в перфорационные отверстия происходит перпендикулярно стенкам скважины)

Проведенные исследования показали, что содержание воды в стволе высокодебитных скважин мало отличается от обводненности поступающей из коллектора жидкости. Другая картина наблюдается для малодебитных скважин, где благодаря скольжению фаз вода – нефть происходит завышение обводненности по сравнению с обводненностью коллектора. Здесь происходят процессы накопления и концентрации воды. По мере увеличения скорости потока в скважине и проявления в меньшей степени скольжения фаз наблюдается вытеснение воды к стенкам ствола скважины. При малых значениях скорости на входе в модель происходят накопление воды и вытеснение нефти к стенкам трубы (рисунок 4).

Полученные результаты говорят о том, что уже в области перфорационной зоны происходит интенсивное смешивание пластовых флюидов, что создает благоприятные условия для образования водонефтяных эмульсий. Динамическая структура потока устанавливается на некотором расстоянии от перфорационных отверстий (порядка 30 … 40 м для условий рассмотренных задач). Четкого разделения фаз в потоке на рассмотренном участке ствола скважины не происходит.

а) б) в) г) д) е)

а) V||1 = 0 м/с; б) V||2 = 0,05 м/с; в) V||3 = 0,1 м/с; г) V||4 = 0,7 м/с;

д) V||5 = 0,9 м/с; е)V||6 = 1,5 м/с

Рисунок 4 – Содержание фаз в потоке жидкости (1 – нефть, 0 – вода) на участке ствола вертикальной скважины по ее продольному сечению (обводненность поступающей из пласта жидкости составляет 5 %)

В третьей главе приведены результаты исследования процессов массопереноса фаз в стволе скважины без учета и с учетом работы погружного насоса.

Показано, что более низкие значения скоростей способствуют формированию центров накопления воды и последующему ее продвижению вдоль ствола скважины. Еще большее снижение скорости потока способствует все большему расслоению структуры потока на воду и нефть с последующим продвижением получившейся «квазиснарядной» структуры по стволу скважины. Крайним случаем является заполнение ствола водой с пробулькиванием нефтяной фазы. Данное предположение о различной структуре потока получено на основе рассмотрения полей концентрации по среднему сечению скважины, а также исходя из динамики изменения концентрации фаз в рассматриваемом объеме. Динамика изменения концентрации фаз во времени носит циклический синусоидальный характер, что можно отнести к структуре образующегося потока. Большие скорости характеризуют изменение концентрации по объему в малых границах, малые скорости характеризуют значительные изменения концентрации во времени. Рассмотрение полей концентрации позволяет выделить зоны сконцентрировавшихся фаз – воды и нефти соответственно.

Далее рассмотрен участок скважины, который имеет двадцать перфорационных отверстий в 5 перфорационных зонах. В начальный момент времени ствол скважины заполнен нефтью. Из пласта в ствол скважины поступает жидкость с некоторым содержанием воды (5 %). В связи с этим в стволе скважины появляется определенная структура потока. Для этой части разработана математическая модель, результаты проведенных исследований на которой показали, что для данного варианта тоже характерна перистая структура поля модуля скорости (рисунок 5).

Далее исследовано движение двух- и трехфазной смесей в погружном центробежном насосе. Используя данные Л.С. Каплана по определению размеров глобул воды в поле центробежного колеса по ступеням насоса, водонефтяная смесь была разделена на 3 зоны. В первой зоне оказались глобулы воды размерами от 11 до 17 мкм, во второй – от 3 до 11 мкм, а в третьей – от 0,01 до 3 мкм. В соответствии с этим механизм истечения водонефтяной смеси в насосном агрегате будет проходить следующим образом.

В насосный агрегат под давлением 1 атм из емкостей подаются раздельно нефть и вода, которые на входном патрубке смешиваются друг с другом. При этом начальная вязкость воды – 1,1 мПа*с, нефти – 8,6 мПа*с. Смесь, проходя через первые 4 ступени, имеет вязкость 220 мПа*с, при этом диаметр глобул воды имеет минимальное значение и колеблется от 3 мкм и выше до максимального значения 17 мкм. Выходная эмульсия грубодисперсная с размерами глобул воды до 9 мкм, составляет почти 38 % по объему. В дальнейшем при прохождении через 9 ступеней наблюдаются рост вязкости эмульсии и уменьшение диаметра глобул воды до 7 мкм, а плотность распределения глобул этих размеров составляет уже 52 %. При прохождении эмульсии через 10 ступеней размеры глобул воды уменьшаются до 5 мкм, составляя уже по плотности распределения 73 %
по объему. При прохождении последовательно через 41, 85 и 115
ступеней диаметры глобул воды уменьшаются до 0,9 мкм, а эмульсия при

а б д

в

а) б) в) г) д)

а – изолинии концентрации; б – поле концентрации по продольной плоскости; в – поле модуля скорости по продольной плоскости;
г – векторы скорости в продольной плоскости; д – изолинии концентрации
с частицами воды

Рисунок 5 – Перистая структура поля модуля скорости

этом имеет достаточно высокую вязкость (до 780 мПа*с) для данной конструкции центробежного колеса.

Далее рассмотрен механизм движения трехфазной смеси в насосно-компрессорных трубах, когда в продукции скважины присутствуют 3 фазы (нефть, газ, вода) и на прием насоса подается деэмульгатор для предупреждения образования высоковязких эмульсий в погружном насосе (рисунок 6).

1 – зона движения трехфазной смеси при режиме Рнкт > Рнас;

2 – зона движения трехфазной смеси при режиме Рнкт Рнас;

3 – зона движения трехфазной смеси при режиме Рнкт << Рнас

Рисунок 6 – Схема движения водогазожидкостной смеси в подъемных трубах

Механизм же движения потока жидкости после насоса будет проходить совершенно по другой схеме, чем при движении двухфазной смеси, так как на прием насоса поступает уже трехфазная смесь с наличием незначительного объема свободного газа. Поэтому механизм движения трехфазных смесей в подъемных трубах можно представить, если знать, как будет изменяться в зависимости от изменения градиента давления соотношение фаз (нефть – газ – вода) по длине труб в данном сечении. При такой сложной схеме движения потока изучение проведено на базе экспериментальных данных с подачей деэмульгаторов и без на прием насоса.

Условно движение фаз разделено на 3 зоны:

1 зона – давление на выкиде насоса и в трубах выше давления насыщения нефти газом (Рнкт > Рнас);

2 зона – давление в трубах равно или ниже давления насыщения на
10 … 15 % (Рнкт Рнас);

3 зона – давление в трубах намного ниже давления насыщения и идет бурное выделение газа за счет разгазирования нефти (Рнкт << Рнас).

Поведение фаз по длине подъемника с подачей деэмульгаторов идет по следующему закону.

Зона 1. В случае подачи деэмульгаторов смесь с выкида погружного насоса поступает в виде тонкодисперсной смеси, причем образуется монодисперсная система с размерами глобул воды 0,1 … 0,9 мкм, составляющих до 92 % по объему. С подачей деэмульгатора последний, равномерно распределенный по поверхности раздела фаз, способствует процессу коалесценции водной фазы, снижая энергию межмолекулярных связей эмульсии. Таким образом процесс коалесценции дополнительно усиливается и за счет передачи тепла от погружного насоса. Свободный газ, частично не успевший «раствориться в насосе», насыщает нефть, и поток в зоне 1 переходит в режим движения двухфазного потока до границы зоны 2. Так как поток переходит в режим движения двухфазного потока, начинает проявляться эффект скольжения водной фазы относительно нефти, причем относительная скорость водной фазы хотя и растет до зоны 2, однако наибольшее влияние оказывает снижение гидравлического сопротивления в трубе за счет резкого снижения вязкости смеси.

В зоне 2 начинается бурное выделение газа и происходят интенсивное перемешивание и диспергирование потока.

Смесь движется по структуре четочного режима. Это наглядно было установлено из сравнения кривых изменения градиента давления при подаче деэмульгатора в вариантах F, Е с повышением расходов с кривыми для вариантов в этой зоне без подачи деэмульгатора. Для этой зоны на отдельных участках соблюдается условие неравенства градиентов давления с подачей и без ввода деэмульгаторов.

Для зоны 3 характерно интенсивное выделение газа из нефти, что вызывает рост объема свободного газа.

При снижении давления в подъемных трубах объем газа у устья рассматриваемой скважины превышал объем жидкой фазы в 16,2 раза, поэтому факт интенсивного перемешивания способствовал вторичному диспергированию смеси.

Проведенные лабораторные исследования по определению механизма формирования эмульсии в насосно-компрессорных трубах показали, что вновь образованная эмульсия достаточно неустойчива и в поверхностных условиях на момент отбора проб легко разделяется на нефть и воду. Данный эффект имеет исключительно важное значение, так как является подготовительным этапом к отделению водной фазы значительных объемов в поверхностных аппаратах.

В четвертой главе рассмотрены вопросы выделения водной фазы из газоводонефтяной смеси в технологических аппаратах.

Размеры эмульгированных капель дисперсной водной фазы в промысловых эмульсиях обычно меняются в широких пределах – от 0,1 до 250 мкм. Крупные капли размерами более 250…300 мкм могут существовать уже только в потоке жидкости в трубах. Поэтому исследование влияния устойчивости нефтяных эмульсий, образуемых в скважинах, на глубину предварительного обезвоживания нефти показало, что главную роль здесь играют расход и концентрация введенного деэмульгатора для разрушения устойчивой эмульсии.

За основу теоретических исследований приняты следующие положения:

  • жидкость с растворенными в ней примесями считается несжимаемой;
  • концентрации примесей малы и не влияют на свойства жидкости и характер течения;
  • растворенные вещества в реакцию друг с другом не вступают, в осадок не выпадают и не испаряются с поверхности потока;
  • скорости всех частиц жидкости в плоскости поперечного сечения заменяются на усредненную по сечению скорость потока, при этом скорость направлена вдоль оси трубы и изменяется достаточно медленно (одномерное приближение).

В соответствии с принятыми допущениями аналитическая связь между концентрацией деэмульгатора и характеристиками потока жидкости может быть представлена в следующем виде.

Решение задачи основывается на системе дифференциальных уравнений в частных производных, в которую входят:

уравнение неразрывности потока

, ( 5)

где S – площадь поперечного сечения потока, Q – расход жидкости (, где V – скорость потока), t – время, x – пространственная координата;

уравнение движения (Навье-Стокса) для равномерного прямолинейного течения жидкости, при котором силы давления уравновешиваются силами вязкости, а силы инерции отсутствуют. Оно запишется в виде

, (6)

где P – давление, – вязкость жидкости;

закон сохранения массы компонента раствора (деэмульгатора) в виде

, (7)

где С – концентрация деэмульгатора.

Преобразуем уравнение (7) к виду

. (8)

Тогда изменение концентрации деэмульгатора для расхода Q имеет вид

, (9)

где – вязкость жидкости, p1 и p2 – давления соответственно в начале и конце изучаемого объекта.

Все показатели в уравнении (9) доведены до численного счета.

Так, зависимость относительной концентрации (С/С0) на конце участка трубопровода длиной 100 м от вязкости дисперсионной среды (нефти) при разных объемных долях дисперсной фазы (воды) показала, что снижение концентрации деэмульгатора тем больше, чем выше доля дисперсной фазы (воды) и выше вязкость дисперсионной среды (нефти). Причем такая закономерность наблюдается для случая левой ветви динамики изменения вязкости эмульсии от обводненности продукции или в зоне роста вязкости, или при превышении обводненности более 70 %, когда динамика изменения вязкости стремится к вязкости воды (при 99,5 %).

Результаты исследований достаточно хорошо согласуются с данными, полученными экспериментальным путем профессором В.П. Троновым.

Рекомендации автора по оптимизации подачи деэмульгаторов были использованы при отделении водной фазы на ряде установок в ОАО «АНК «Башнефть». В качестве примера приведены показатели по Туймазинскому УДНГ (таблица 2).

Из результатов экспериментов следует, что для получения нефти требуемого качества необходимо добиться степени разрушенности эмульсии в трубопроводах и на входе в аппараты не менее 90 %.

Таблица 2 – Данные по водоотделителям в ОАО «АНК «Башнефть»



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.