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

Альмухаметова, Эльвира Маратовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Образование водогазонефтяных эмульсий в механизированных скважинах и их разделение в поверхностных аппаратах
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Образование водогазонефтяных эмульсий в механизированных скважинах и их разделение в поверхностных аппаратах"

УДК 622.276

004607267 На правах рукописи

АЛЬМУХАМЕТОВА ЭЛЬВИРА МАРАТОВНА

ОБРАЗОВАНИЕ ВОДОГАЗОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИНАХ И ИХ РАЗДЕЛЕНИЕ В ПОВЕРХНОСТНЫХ АППАРАТАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 6 АВГ 2010

Уфа 2010

004607267

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Сагитов Дамир Камбирович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Голубев Михаил Викторович

- кандидат технических наук Шаисламов Шамиль Гатуфович

Ведущая организация - Государственное автономное научное

учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ (г.Уфа)

Защита диссертации состоится 19 августа 2010 г. в 12С0 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 июля 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук ЧУгУ- „ Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Существующие методы изучения движения и структуры потока в скважинах с электроцентробежными насосами (ЭЦН) в системе «забой -насос - устье» носят больше опытно-экспериментальный и эмпирический характер. Поэтому отсутствие универсальных методик, учитывающих все возможные режимы работы скважин, не позволяет использовать существующие методики как основу для разработки мероприятий, повышающих эффективность эксплуатации скважин с ЭЦН. Кроме того, данные методики не всегда пригодны для определения оптимальных режимов работы и выявления необходимости проведения различного рода геолого-технических мероприятий (ГТМ) по скважинам, так как они недостаточно совершенны. Повышение же рентабельности эксплуатации скважин неразрывно связано с возможностью целенаправленно изменять свойства и структуру потока при различных физических свойствах флюидов и режимах работы скважин с ЭЦН с образованием тонкодисперсных эмульсий. В этом отношении исследование характера процессов, происходящих в призабойной зоне и стволе скважины, путем создания обобщенной математической модели с анализом влияния различных возмущающих воздействий на устойчивость эмульсий и оценкой снижения их устойчивости и отделения водной фазы в поверхностных аппаратах является актуальной задачей, стоящей перед нефтяной промышленностью сегодня.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН путем создания обобщенной математической модели для уточнения механизма движения потока и образования водонефтяных смесей от «забоя до устья», определения устойчивости и отделения водной фазы из эмульсии в поверхностных аппаратах.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Создание математической модели исследования свойств многофазного потока в стволе вертикальной скважины, оборудованной погружным электроцентробежным насосом.

2. Исследование движения двухфазной и трехфазной жидкостей в стволе скважин при ламинарном и турбулентном режимах течения.

3. Оценка вязкостных характеристик водонефтяных эмульсий на выкиде насоса и разработка рекомендаций по снижению устойчивости водонефтяных эмульсий и отделению воды в поверхностных аппаратах.

4. Теоретическое исследование изменения концентрации деэмульгатора в зависимости от изменения в продукции скважин доли дисперсной фазы (воды) и дисперсионной среды (нефти) для оптимизации расхода и определения точки ввода деэмульгатора в поток.

Методы решения поставленных задач. Поставленные в диссертационной работе задачи решались путем теоретических исследований механизма образования структуры потока пластовых жидкостей в системе «забой - насос - устье», анализа и обобщения промыслового материала по эксплуатации скважин с электроцентробежными насосами, глубинных измерений давления на забойном участке и в стволе скважин, исследования устойчивости нефтяных эмульсий на устье скважин и в трубопроводах системы сбора и отделения воды.

Научная новизна

1. Создана математическая модель для изучения структуры многофазного потока в призабойной зоне и стволе скважин с элеюроцентробежными насосами. По результатам численного моделирования установлено, что при турбулентном режиме течения потока в призабойной зоне максимальное содержание нефти сосредоточено в области перфорационных отверстий, выше которой образуется устойчивая водонефтяная смесь, а ниже (зумпф) скапливается водная фаза.

2. Для случая маловязкой нефти выявлено проскальзывание водной фазы за счет увеличения относительных скоростей, а для вязкой нефти среднее значение содержания воды выравнивается, приближаясь к средней плотности фаз, причем образование водонефтяной эмульсии наблюдается уже в области перфорационной зоны, а динамическая структура потока устанавливается на некотором фиксированном расстоянии от перфорационных отверстий (около 30... 40 м для задач, рассмотренных автором).

3. Численными исследованиями установлено, что несимметричное течение фаз устанавливается путем преимущественного распределения нефтяной фазы у стенок трубы. Чем выше турбулентность потока, тем выше содержание нефтяной фазы в пристенной области.

4. Отмечено увеличение дисперсности и устойчивости водонефтяной смеси на выкиде погружного насоса, снижение устойчивости которой отмечается в насосно-компрессорных трубах за счет ввода деэмульгатора, увеличения относительных скоростей фаз и выделения попутного газа, причем разделение на фазы в поверхностных разделительных аппаратах тем

интенсивнее, чем раньше используется эффект путевой деэмульсации продукции скважин.

На защиту выносятся следующие положения:

1. Методика изучения изменения свойств многофазного потока в призабойной зоне скважин с ЭЦН и насосно-компрессорных трубах.

2. Методика исследования процесса массопереноса в стволе вертикальной скважины.

3. Механизм движения трехфазной смеси с выкида ЭЦН до устья скважины с неразрушенной структурой эмульсии и разрушенной с подачей ПАВ и отделения водной фазы в промысловых аппаратах путем использования путевой деэмульсации в промысловых трубопроводах.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработаны технологии предупреждения образования тонкодисперсных структур водонефтяных эмульсий в скважинах с УЭЦН, основанные на изменении структуры эмульсии путем подачи ПАВ.

2. Установлены основные виды осложнений в работе аппаратов путевого сброса воды, связанные с недостаточной разрушенностью нефтяных эмульсий в подводящих трубопроводах, при добыче, транспортировке и разделении водогазонефтяных эмульсий повышенной вязкости на отдельные фазы.

Достоверность результатов проведенных исследований

Обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций достигалась путем применения современных методов математического моделирования, численного исследования на ПЭВМ и сопоставления теоретических выводов с результатами фактических исследований на скважинах.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на:

- 34-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2007 г.);

- 35-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2008 г.);

- 36-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2009 г.);

- 2-ой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе 3 в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 96 наименований. Работа изложена на 134 страницах машинописного текста, содержит 10 таблиц и 66 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, обозначены основные положения, выносимые иа защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе изложены состояние изученности проблемы и постановка задачи исследования. Показано, что проблема считается достаточно изученной. Она широка освещена в работах А.А. Богданова, П.Д. Ляпкова, В.Р. Розанцева, Н.Н. Репина, И.М. Муравьева, И.Т. Мищенко, В.П. Игревского, З.А. Ростэ, Л.С. Каплана, Г.З. Ибрагимова, Н.И. Хисамутдинова и многих других. Исследования с пробами необводненной нефти с ЭЦН, проведенные П.Д. Ляпковым, показали, что при изменении газосодержания от 0,2 до 1,0 производительность насоса резко снижалась вплоть до срыва подачи. Впоследствии П.Д. Ляпковым было изучено влияние вязкости нефти и водонефтяной смеси на производительность насоса.

Указанные явления наиболее полно были изучены профессором И.Т. Мищенко, который показал, что на технико-экономические показатели эксплуатации скважин с ЭЦН влияют вязкостные характеристики и состав откачиваемой нефти, пластовой воды и попутного газа. От забоя до устья скважины с ЭЦН идет образование эмульсионных структур на первом этапе в системе «забой - насос», на втором - собственно «насос» и на третьем - в подъемных трубах.

Согласно такой схеме, при подъеме насосами пластовой многофазной продукции также идет выделение газа в скважине на отметках, где давление по стволу ниже давления насыщения, с появлением относительных скоростей ввиду разлитая плотностей извлекаемой продукции.

Показано, что напор и подача насосных установок в связи с эмульгированием нефти снижаются.

Наблюдаемый во всех скважинах по стволу скачок плотности жидкости свидетельствует о существовании относительной скорости нефтяной фазы в водном столбе на забойном участке. Присутствие водной фазы в продукции скважин достаточно резко изменяет рабочие характеристики насоса в сравнении с работой на однородной жидкости.

Обобщение опыта эксплуатации скважин с ЭЦН на месторождениях Башкирии и Татарии показало, что на характеристику насоса в условиях скважин значительное влияние оказывают вид откачиваемой жидкости, соотношение фаз, вязкость фаз, газовая фаза. Несмотря на такие различия, исследователи по-разному объясняют причины изменения характеристик насосов, а также различные взгляды и толкования в отношении плотности жидкости в призабойной зоне пласта, наличия относительных скоростей фаз для двухфазной системы. Однако однозначного взгляда на механизм движения потока в ламинарном и турбулентном режимах движения фаз нет. Поэтому представляется необходимым уточнить механизм образования и движения водонефтяных смесей от «забоя до устья» и исследовать влияние водонефтяных эмульсий на характеристику насоса с целью повышения эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН путем создания усовершенствованной математической модели.

Во второй главе представлены результаты исследования структуры потока пластовых жидкостей на забойном участке ствола вертикальной скважины.

С целью определения влияния перфорационных отверстий на установление режима течения двухфазной ■ жидкости в вертикальной скважине рассмотрен ряд модельных задач с различными условиями, описывающими возмущающие воздействия.

Отмечено, что существующие методики гидродинамических расчетов потоков флюидов в стволах скважин разрабатывались на основе экспериментальных исследований с ярко выраженным эмпирическим характером.

Отсутствие универсальных методик, учитывающих все возможные режимы работы скважин, не позволяет использовать существующие методики как основу для повышения эффективности эксплуатации

существующих скважин. Кроме того, данные методики не пригодны для определения оптимальных режимов работы и необходимости проведения различного рода ГТМ по скважинам. Повышение же рентабельности эксплуатации скважин неразрывно связано с возможностью целенаправленно изменять свойства и структуру потока при различных физических свойствах флюидов, режимах работы скважин с ЭЦН с образованием тонкодисперсных эмульсий. В этом отношении исследование характера процессов, происходящих в стволе скважины, с анализом влияния различных возмущающих воздействий на устойчивость эмульсий и отделение водной фазы в поверхностных аппаратах является актуальной задачей.

Основу математической модели составляют уравнения концентраций (уравнение конвективно-диффузионного переноса), скорости (уравнение Навье-Стокса) и турбулентности (модель к-е турбулентности - уравнения турбулентного переноса).

Уравнение Навье-Стокса:

Р - давление в потоке; /л - коэффициент динамической вязкости; /л, -коэффициент турбулентной динамической вязкости (не зависит от свойств жидкости, а зависит от режима течения, то есть для заданного режима изменяется от точки к к точке £); р - плотность потока; Л - сила изотропного и (или) анизотропного фильтра сопротивления (в решаемых задачах равна нулю); g - ускорение свободного падения; р^ - гидростатическая плотность. Во вращающейся системе координат силы вращения (Кориолиса и центробежная) имеют вид: В = -2сохУ-ахахг, где о - вектор угловой скорости вращения.

Уравнение энергии:

где А - энтальпия смеси; Ср - удельная теплоемкость смеси; Л - коэффициент теплопроводности; Рг, - турбулентное число Прандтля (использование понятия длины пути смешивания); - источник тепла.

УУ = О,

где источник

скорость потока; ( - время;

(2)

Уравнение конвективного переноса:

где С - объемная концентрация (несмешиваемые компоненты).

Уравнения модели турбулентности

При рассмотрении потоков жидкости или газов к-е модель является наиболее популярной моделью турбулентности. Первые усилия по ее разработке были предприняты Чоу (1945), Давыдовым (1961), Харлоу и Накаямой (1968). Центральное место в формировании модели принадлежит работам Лаундера-Джонса (1972), Лаундера-Сполдинга и Лаундера-Шармы (1972, 1974). В этих работах было сформировано понятие стандартной к-е модели, построенной в предположении о реализации полностью развитых турбулентных течений при больших турбулентных числах Рейнольдса (Яе, ->оо). В к-е модели турбулентная вязкость выражается через

величины к и е (турбулентную энергию и скорость диссипации турбулентной энергии) следующим образом:

[м2/с3]- скорость диссипации турбулентной энергии; ц, — турбулентная вязкость [кг/(м • с)]- турбулентная динамическая вязкость.

В качестве обоснования выбора к-е модели турбулентности нами было принято следующее. На сегодняшний момент существует множество различных моделей турбулентностей, пригодных для решения различных задач, но единой модели турбулентности, которая бы одинаково описывала реальные физические явления и моделируемые, для широкого круга задач нет. Обширный ряд моделей нашел свое применение и в пакетах гидродинамического моделирования. Математический аппарат многих пакетов включает в себя ряд подмоделей турбулентности, доступных для использования.

В работе для исследования свойств и структуры многофазного потока рассматривались вода и два типа углеводородных жидкостей (маловязкая - 1 и вязкая - 2). При моделировании производился учет силы тяжести, турбулентности, а также вязкости потока. Физические свойства модельных флюидов приведены в таблице 1.

(4)

где к - турбулентная энергия [м2/с2];

']; £ - турбулентная диссипация

Таблица 1 - Физические свойства модельных флюидов

Физический параметр Размерность Вещество №0 (вещество с физическими свойствами воды) Вещество №1 (вещество с физическими свойствами нефти 1) Вещество №1 (вещество с физическими свойствами нефти 2) Вещество №1 (вещество с физическими свойствами нефти 3)

Давление Па 101325 101325 101325 101325

Вязкость кг/(м-с) 0,0010200 0,0018952 0,0067100 0,0455000

Молекулярный вес кг/кмоль 18,0153 196,3760 270,0000 298,0000

Плотность кг/м3 998,205 824,000 845,000 899,000

Поверхностное натяжение Н/м 0,0729 0,0300 0,0300 0,0300

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.

п ан-£1 га и г

г:

г,Т

п. В Г»

м п 21

¿'1 ш >ш ¡11 \т

¡Я

да. г

и п

V- 1

на :Гч I;! V

И Ш Д:1 11

I 1! ■и

II I!

и .11 п л

/I ТО-№ «!

III

г,-;

(

М I I

II (I

•Ш ви

110820374 О 0737523 О0654675 00571825 0.0488975 110406126 00323777 0024М27 00157577 000747277 ■0000812187

азиза зд>д<Ы о тает!

* 0575307

020542 01 ВЕЖ 00890315

■ 1 01211*407

■ 1.01184*407 101156*407 101129*407 1 01101*407

• 101074*407 1.01046*407 1 01019*407 100391*407 1 00964*407 1 00936*407

ШЗЗбЭЗ в юя&ензш

.11*.....

0311943 0280*4 0248336 0217433 018533 0154427 0.122324 00914208 00593177 00204146 ■0 00306853

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).

П«Р<ЬОР«11ИОННЫ. отверстия

■Ы»Ч

пхог

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)

II II

II 118

II II II

II П II

д)

е)

а м йа (17

ими "ав...... « '. 0.4 "ы...... | 0.2 ~

ЯШ 0.1 .....

ЯШ 0

а) V,,, = 0 м/с; б) 0,05 м/с; в) Ур= 0,1 м/с; г) Ур = 0,7 м/с; д) У„5 = 0,9 м/с; еЩ = 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 (3 %). 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 И мкм, а в третьей - от 0,01 до 3 мкм. В соответствии с этим механизм истечения водонефтаной 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) 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 Р„„ > Рвас;

2 - зона движения трехфазной смеси при режиме Рнсг < Рнас;

3 - зона движения трехфазной смеси при режиме Р1(кт « Рнас

Рисунок б - 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 > Р11ас);

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 (Рнет « 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 неточного режима. Это наглядно было установлено из сравнения кривых изменения градиента давления при подаче

деэмульгатора в вариантах Б, 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>

д/ дх

где 5 - площадь поперечного сечения потока, £3 - расход жидкости = где V - скорость потока), / - время, х - пространственная координата;

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

-&ас1(Р) + /АУ = 0, (6)

где Р - давление, ц - вязкость жидкости;

закон сохранения массы компонента раствора (деэмульгатора) в виде

= (7)

д/ дх

где С - концентрация деэмульгатора. Преобразуем уравнение (7) к виду

+ + ^ + (8) д1 дх уд! дх) 9/ дх

Тогда изменение концентрации деэмульгатора для расхода С> имеет вид

--00'

дС 8 м

(9)

(Р\~Рг)

где ц - вязкость жидкости, р\ и Р2 - 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»

1 % цднг № ТВО (принадлежность к 1 установке) Принадлежность к объекту закачки (КНС, БКНС) Длина ТВО, мм Диаметр ТВО, мм Год строительства (реконструкции) Наличие люка-лаза Наличие внутр. покраски при строительстве

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 1 36 БКНС-36 70 1400 1997 есть есть

2 3 29 шурфы 70 1400 1998 есть нет

3 4 20С БКНС-20С 70 1400 2001 есть нет

4 4 20Д БКНС-20Д 70 1400 2001 есть нет

5 НСП ТР шурфы 28С 70 1400 2000 800 нет

6 3 Ардатовка 70 1400 2004 есть нет

7 3 Мустафино 70 1400 2004 есть нет

(О

й 3 S я а Я 3 а 3 1 Я а о Наличие протекторной ЧЯТТТИТЫ .

о То о К) о U) ON о VO о »—» Давление в ТВО, МПа

319,6 1853,0 3142,0 2006,0 4668,0 2021,0 624,4 Го Вход 0„ м^сут

126,0 480,0 1384,0 319,5 386,4 129,5 4>-оо VO ш Вход Он, т/сут

ЬЛ -J о СП 0 01 00 N> о "-J ю JO со VO * Ы Обводненность входящей продукции, %

162,27 1082,90 31,42 1296,10 4035,50 1499,40 455,82 1Л Оводы сброс, fiVcyT

о о ы о о in о о 4>. УО V ы V -j (V) о\ 4». Обводненность выходящей продукции, %

ы о К) ю VS S» 00 о\ -t* U) ы оо оо У1 00 -J Удельная нагрузка, к^/сут

и> м 00 ut о о\ ю о\ -с». NJ ОО Содерж. н/пр после ТВО, мг/л

о §

и g4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На базе конвективно-диффузионного и турбулентного переноса создана математическая модель потока флюидов в стволе скважин с целью исследования свойств и структуры потока в вертикальном стволе.

2. Численными исследованиями модели многофазной жидкости от забоя до устья скважин в режиме турбулентного двухфазного потока динамических структур установлено, что максимальное содержание нефти формируется в области перфорационных отверстий пласта, ниже которых в застойной зоне (зумпфе) скапливается вода, выше образуется устойчивая водонефтяная смесь.

3. Турбулентность потока максимальна в пристеночной области, выше перфорационных отверстий, что приводит к интенсивному перемешиванию фаз в этой области, причем образование струй повышенной нефтенасыщенности в области максимальной турбулентности потока сохраняется достаточно долго по длине вертикального ствола скважины.

4. Значение водосодержания в стволе высокодебитных скважин мало отличается от обводненности поступающей из коллектора жидкости. Для малодебитных скважин, где вероятность скольжения фаз (вода - нефть) увеличивается, водосодержание в сечении потока становится выше обводненности жидкости коллектора.

5. Предупреждение образования высоковязких эмульсий в погружных насосах достигается вводом деэмульгаторов, рассматриваемым как подготовительный период к отделению водной фазы в поверхностных аппаратах.

6. Численно исследована динамика изменения концентрации деэмульгатора, подаваемого для предупреждения образования стойких высоковязких эмульсий. Установлено, что снижение относительных значений концентраций деэмульгатора тем больше, чем выше доля дисперсной фазы (воды) и выше вязкость дисперсионной среды (нефти).

7. Путем обработки и анализа статистических данных о работе водоотделителей получена зависимость относительного количества сбрасываемой воды от положения межфазного уровня в аппарате и критерия Фруда, которая может быть использована в промысловых технологиях отделения водной фазы.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Альмухаметова Э.М. Зависимость эффективности путевого сброса воды от предварительной разрушенности эмульсии // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2009. -Вып. 4 (78).-С. 25-28.

2. Альмухаметова Э.М. Влияние уровня раздела нефть - вода в аппарате на эффективность предварительного сброса воды // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. - Когалым, 2006. -Доп. Т. 2.-С. 3-5.

3. Альмухаметова Э.М. Зависимость эффективности путевого сброса воды от предварительной разрушенности эмульсии // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. - Когалым, 2006. -Доп. Т. 2.-С.6-8.

4. Альмухаметова Э.М., Альмухаметов Ф.Ф. Обоснование выбора рациональных точек подачи деэмульгатора в добываемую жидкость // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2009: Сб. научн. тр . - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009.-Т. 1.-С.З-5.

5. Габдрахманов Н.Х., Альмухаметова Э.М. Зависимость эффективности работы аппаратов сброса воды от степени предварительной подготовки нефтяных эмульсий // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. -Когалым, 2006. - Доп. Т. 2. - С. 8-10.

6. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.). Сброс попутно добываемой воды с помощью трубных водоотделителей // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. - Когалым, 2006. - Доп. Т. 2.-С. 30-31.

7. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Валеев А.М., Фахретдинов Р.Р., Усова JI.H. Дестабилизация нефтяных эмульсий, образуемых в скважинных насосах // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2007. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Zaidullma/ZaidulIina_l.pdf.

8. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Грезина O.A. Применение ресурсосберегающих технологий для борьбы с осложнениями в добыче нефти в Туймазинском УДНГ // Матер. 34-ой научн.-техн. конф.

молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. -С. 14.

9. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Усова Л.Н., Ведерников В Л., Беквердиев А.А. Предварительное разрушение нефтяных эмульсий, образующихся в скважинных найзсах // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. - Когалым, 2006. - Доп. Т. 2. - С. 52-55.

10. Зайдуллина Э.М. (ныне Альмухаметова Э.М.), Фахретдинов Р.Р. Влияние уровня раздела «нефть-вода» в аппарате на эффективность предварительного сброса // Матер. 35-ой научн.-техн. конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - С. 7.

П.Усова Л.Н., Альмухаметова Э.М. Гидродинамические условия разделения пластовых жидкостей в промысловых трубопроводах II НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР.-2010.-Вып. 1 (79).-С. 38-41.

12. Усова Л.Н. и др. Предварительный сброс пластовой воды на Туймазинском нефтяном месторождении / Л.Н. Усова, Э.М. Зайдуллина (ныне Э.М. Альмухаметова), Р.Р. Фахретдинов. - СПб.: ООО «Недра», 2008. -128 с.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 08.07.2010 г. Бумага писчая. Заказ № 276. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Альмухаметова, Эльвира Маратовна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. О СОСТОЯНИИ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАЛИЯ.

1.1 Общие положения.

1.2. Обобщение опыта эксплуатации применения электроцентробежных насосов по опубликованным работам.

1.3. Исследование разделения водонефтяной смеси на забойном участке скважин с помощью модели потока дрейфа.

1.4.Разработка методики графического построения линии «захлебывания» пластовых жидкостей в противотоках нефти и воды.

Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ СТРУКТУРЫ ПОТОКА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ЗАБОЙНОМ УЧАСТКЕ СТВОЛА ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

2.1. Общие положения. Исследование свойств многофазного потока в стволе вертикальной скважины с распределенными источниками.

2.2. Создание твердотельной модели скважины.

2.3. Математическая модель потока флюидов в стволе скважины.

2.4. Обоснование выбора пакета для моделирования двухфазного течения.

2.5. Движение в вертикальных стволах скважин двухфазной жидкости при ламинарном и турбулентном режимах течения.

2.6. Исследование потока жидкости в стволе вертикальной скважины при установленном ниже перфорационной зоны пакера.

2.7. Движение двухфазной жидкости в стволе вертикальной скважины на участке с группой перфорационных отверстий.

Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ МАССОПЕРЕНОСА ФАЗ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ БЕЗ УЧЕТА РАБОТЫ

ПОГРУЖНОГО НАСОСА И С УЧЕТОМ.

3.1. Общие положения.

3.2. Обоснования, принятых допущений при моделировании.

Выводы к разделам 3.1-3.2.

3.3. О движении двух- и трехфазной смеси в погружном центробежном насосе.

3.4. О движении трехфазной смеси в насосно-компрессорных трубах.

Выводы к разделу 3.4.

Глава 4. Отделение водной фазы из газоводонефтяной смеси в технологических аппаратах.

4.1 .Устойчивость водонефтяных эмульсий на устье добывающих скважин и на входе в аппараты путевого сброса пластовой воды.

4.2.Влияние устойчивости нефтяных эмульсий, образуемых в скважинах, на глубину предварительного обезвоживания нефти.

4.3.Теоретическое исследование изменения концентрации деэмульгатора от соотношения фаз в продукции.

4.4.Снижение качества сбрасываемой воды на объектах добычи нефти по содержанию нефтепродуктов.

4.5.Статистическая связь между содержанием нефти и взвешенных частиц в сбрасываемой воде.

Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Образование водогазонефтяных эмульсий в механизированных скважинах и их разделение в поверхностных аппаратах"

Актуальность проблемы. Существующие методы изучения движения и структуры потока в скважинах с электроцентробежными насосами (ЭЦН) в системе «забой — насос - устье» носят больше опытно-экспериментальный и эмпирический характер. Поэтому отсутствие универсальных методик, учитывающих все возможные режимы работы скважин, не позволяет использовать существующие методики как основу для разработки мероприятий, повышающих эффективность эксплуатации скважин с ЭЦН. Кроме того, данные методики не всегда пригодны для определения оптимальных режимов работы и выявления необходимости проведения различного рода геолого-технических мероприятий (ГТМ) по скважинам, так как они недостаточно совершенны. Повышение же рентабельности эксплуатации скважин неразрывно связано с возможностью целенаправленно изменять свойства и структуру потока при различных физических свойствах флюидов и режимах работы скважин с ЭЦН с образованием тонко дисперсных эмульсий. В этом отношении исследование характера процессов, происходящих в призабойной зоне и стволе скважины, путем создания обобщенной математической модели с анализом влияния различных возмущающих воздействий на устойчивость эмульсий и оценкой снижения их устойчивости и отделения водной фазы в поверхностных аппаратах является актуальной задачей, стоящей перед нефтяной промышленностью сегодня.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

2. Исследование движения двухфазной и трехфазной жидкостей в стволе f скважин при ламинарном и турбулентном режимах течения.

4. Теоретическое исследование изменения концентрации деэмульгатора в зависимости от изменения в продукции скважин доли дисперсной фазы воды) и дисперсионной среды (нефти) для оптимизации расхода и определения точки ввода деэмульгатора в поток.

Методы решения поставленных задач. Поставленные в диссертационной работе задачи решались путем теоретических исследований механизма образования структуры потока пластовых жидкостей в системе «забой — насос - устье», анализа и обобщения промыслового материала по эксплуатации скважин с электроцептробежными насосами, глубинных измерений давления на забойном участке и в стволе скважин, исследования устойчивости нефтяных эмульсий на устье скважин и в трубопроводах системы сбора и отделения воды.

Научная новизна

1. Создана математическая модель для изучения структуры многофазного потока в призабойной зоне и стволе скважин с электроцентробежными насосами. По результатам численного моделирования установлено, что при турбулентном режиме течения потока в призабойной зоне максимальное содержание нефти сосредоточено в области перфорационных отверстий, выше которой образуется устойчивая водонефтяная смесь, а ниже (зумпф) скапливается водная фаза.

2. Для случая маловязкой нефти выявлено проскальзывание водной фазы за счет увеличения относительных скоростей, а для вязкой нефти среднее значение содержания воды выравнивается, приближаясь к средней плотности фаз, причем образование водонефтяной эмульсии наблюдается уже в области перфорационной зоны, а динамическая структура потока устанавливается на некотором фиксированном расстоянии от перфорационных отверстий (около 30 . 40 м для задач, рассмотренных автором).

На защиту выносятся следующие положения:

2. Методика исследования процесса массопереноса в стволе вертикальной скважины.

Практическая ценность результатов работы

разделении водогазонефтяных эмульсий повышенной вязкости на отдельные фазы.

Достоверность результатов проведенных исследований

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на:

- 34-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2007 г.);

- 35-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2008 г.);

- 36-ой научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Уфа, 2009 г.);

- 2-ой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.)

Публикации

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Альмухаметова, Эльвира Маратовна

Выводы и рекомендации

6. Численно исследована динамика изменения концентрации деэмульгатора, подаваемого для предупреждения образования стойких высоковязких эмульсий. Установлено, что снижение относительного значения концентрации деэмульгатора тем больше, чем выше доля дисперсной фазы (воды) и выше вязкость дисперсионной среды (нефти).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Альмухаметова, Эльвира Маратовна, Уфа

1. Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождениях Кенкияк // Нефтепромысловое дело. М: ВНИИОЭНГ. — 1981.-№6.-С. 19-20.

2. Альмухаметова Э.М. Зависимость эффективности путевого сброса воды от предварительной разрушенности эмульсии/ Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов 4(78)-2009. — Уфа: Изд-во ГУП «ИПТЭР», 2009. С. 25-28.

3. Альмухаметова Э.М., Альмухаметов Ф.Ф. Обоснование выбора рациональных точек подачи деэмульгатора в добываемую жидкость/ Современные технологии в нефтегазовом деле — 2009: сб.науч.тр./редкол: Мухаметшин В.Ш. и др.-Т.1.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. С. 3-5.

4. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1987. 167с.

5. Бадретдинов A.M., Валеев A.M. Технология добычи обводненной нефти и закачки воды в пласт установками скважинных винтовых насосов. Нефтяное хозяйство. 2007. № 1С.68-70.

6. Бадретдинов A.M., Мамонов Ф.А., Валеев A.M. и другие. Эмульгирование водонефтяных смесей в рабочих органах винтовых насосов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. /Тр. ИПТЭР. Вып.64.Уфа, «ТрансТЭК». 2005. С.225-229.

7. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды // М.: Недра. 1981. - 212с.

8. Баймухаметов Д.С., Мошков В.К., Бакаев А.А. и др. Подготовка продукции скважин к отделению воды в системах нефтесбора // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки / Сб. науч. тр. БашНИПИнефть. Вып. 112. Уфа. 2003. С. 177-182.

9. Батыров Х.М. Относительная скорость подъема нефти в эксплуатационной колонне скважин // Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии: Тр. ин-та/ТатНИПИнефть. 1978. Вып. 39. С. 137-141.

10. Батыров Х.М. Результаты экспериментального исследования удельного веса водонефтяной смеси в эксплуатационной колонне насосных скважин // Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии: Тр. ин-та/ТатНИПИнефть. 1977. Вып. 35. С. 127-134.

11. Борисов С.И., Петров А.А., Веретенникова И.В. К вопросу об устойчивости смесей сероводородо- и железосодержащих нефтяных эмульсий // Тр. Гипровостокнефть. Куйбышев, 1974. - Вып. 22. - С. 24-30.

12. Валеев М.Д. Исследование технологии подъема обводненной нефти в стволе скважины с помощью модели потока дрейфа. // Тр. БашНИПИнефть. Вып. 86,- Уфа.-1992.- С.218-224.

13. Валеев М.Д. Метод предупреждения эмульгирования нефти в скважинах.// Проблемы нефти и газа: Тез. докл. Респ. Научн. техн. конф. Уфа, 1988.С.29-30.

14. Валеев М.Д. Разработка научных основ и технологий глубиннонасосной добычи высоковязкой нефти из обводненныхскважин//Автореф.дисс.на соиск.уч.степ.д.т.н. г.Баку. - Азинефтехим. -1991.-48с.

15. Валеев М.Д. Технология предупреждения эмульгирования нефтей в скважине.// Вузовская наука — научн. техн. прогрессу: Тез. докл. Респ. Научн. - техн. конф. Уфа. 1986.

16. Валеев М.Д., Давлетшин З.Ш., Зайнашев Р.А. Последовательная откачка нефти и воды из скважин и отстойных апппаратов.// Нефтяное хозяйство.- № 1.- 1992.-С. 39-41.

17. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкнигоиздат. 1991.

18. Валиханов А.В., Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Вопросы подъема обводненной и безводной нефти фонтанным и насосным способами Казань: Таткнигоиздат. 1971. 148с.

19. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий./ Б.Я. Зарецкий, JI.A. Пелевин, В.И. Ионов и др. //Нефтяное хозяйство. 1976. № 10. С.38-41.

20. Голубев В.Ф. Герметизированная система предварительного сброса и подготовки подтоварной воды // Нефтяное хозяйство. — 1996. № 2.х -С. 53-55.

21. Демьянов А.А., Колонтаевский А.В., Нетипа И.И. Предварительный сброс пластовых вод в трубчатых отстойниках // Нефтепромысловое дело.-1999.-№1.-С.27-28.

22. Зайдуллина Э.М., Валеев A.M., Фахретдинов P.P., Усова Л.Н. Дестабилизация нефтяных эмульсий, образуемых в скважинных насосах/ Нефтегазовое дело, электронный журнал. Декабрь 2007.

23. Зайдуллина Э.М., Фахретдинов P.P. Влияние уровня раздела «нефть-вода» в аппарате на эффективность предварительного сброса/ Материалы 35-й научно-технической конференции молодых ученых аспирантов и студентов. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. — С. 7.

24. Зарецкий Б.Я., Пелевин JI.A., Ионов В.И. и др. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий//Нефтяное хоз-во. 1976. - №10. — С.38-41.

25. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана/М-ва: Недра 2005. - 317с.

26. Каплан JI.C. Изменение вязкости водонефтяной смеси в процессе движения через погружной центробежный электронасос. // Нефтепромысловое дело: Экспресс информ./ ВНИИОЭНГ. 1977, № 15. -С. 1-5.

27. Люстрицкий В.М. Гравитационное разделение потоков двух несмешивающихся жидкостей различной плотности при их встречном движении. // Сбор и транспорт нефти на промыслах. Тр. ин-та. / Гидровостокнефть. 1972. Вып. 14. С 83-91.

28. Люстрицкий В.М. Раздельное извлечение пластовых жидкостей из скважины и условия его применения. // Сбор и транспорт нефти на промыслах. Тр. ин-та. / Гидровостокнефть. 1972. Вып. 14. С 92-98.

29. Мамонов Ф.А. Промысловый транспорт высоковязкой нефти с предварительным сбросом попутно-добываемой воды/ г.Уфа. Изд-во: УГНТУ. -2005. -216 с.

30. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири / Н.С. Маринин, Я.М. Каган, Ю.Н. Саватеев и др. М.: ВНИИОЭНГ. - 1983. - 38с.

31. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. — М: «Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина».- 2003. 816 с. .

32. Осипов М.Г. Добыча безводной нефти из залежи с подошвенной водой. // Нефтяное хозяйство. 1957. № 12. С. 42-51.

33. OCT 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных" пластов. Требования к качеству. М.: Изд-во стандартов, 1988.- 15с.

34. Пат. РФ 2230594. Установка для предварительного сброса воды / В.Ф. Голубев, Н.Н. Хазиев, Ф.Д. Шайдуллин, М.В. Голубев и др. // Б.И. -2004. № 17.

35. Пат. РФ 2238781. Установка сброса воды. /Ф.Х. Хатмуллин, Ф.Д. Шайдуллин, И.М. Назмиев, В.Ф. Голубев, Н.Н. Хазиев, М.В. Голубев // Б.И.-2004.-№30.

36. Пат. США № 2523091, НКИ 166-2. Сепаратор для определения воды от нефти в скважине. Заявл. 4.06.45; Опубл. 19.09.50.

37. Патент РФ 2077918, МКИ В 01 Д 17/028. Аппарат для обезвоживания нефти /Н.И.Хазиев, М.Г.Газизов, Р.Г.Вильданов, В.Ф.Голубев (РФ). № 94041531/25, Бюл. Открытия. Изобретения.-1997.-№ 12.-C.58.

38. Патент РФ 2089259, МКИ В 01 Д 17/00. Трубчатый отстойник-сепаратор / Н.Н. Хазиев, М.Г. Газизов, В.Ф. Голубев,' Р.Г. Вильданов (РФ). № 95121052 / 25, // Бюл. Открытия. Изобретения.-1997.-№ 25.- С. 183.

39. Патент РФ 2098166, МКИВ01Д 19/00. Установка сброса воды /Ф.Х. Хатмуллин, З.Ш. Давлетшин, Р.А. Зайнашев, В.Ф. Голубев (РФ). №9304065/26, //Бюл. Открытия. Изобретения,-1997.- № 34.- С.189.

40. Патент РФ 2133332, МКИВ01Д 17/00. Трубчатый отстойник-сепаратор «Каскад» / Н.Н. Хазиев, М.Г. Газизов, В.Ф. Голубев (РФ). № 9800134 /25 , // Бюл. Открытия. Изобретения.-1999.г№ 20.-С.370.

41. Патент РФ № 2290496. Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважин (Сафонов В.Е., Бадретдинов A.M., Валеев A.M. и др.) БИ№ 36. 2006.

42. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий.- М.: Недра, 1987.-222с.

43. Предупреждение образования эмульсий 'при добыче и сборе нефти./Репин Н.Н., Юсупов О.М., Валеев М.Д., Карпова И.К. //' Тематич. научн. техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИИОЭНГ. 1979. 59с.

44. Промысловая подготовка высоковязкой нефти месторождения Каражанбас / Завертайло М.М., Шалайкин А.Ф., Леонов Ю.Г. и др.// Вопросы технологии и техники добычи нефти термическими методами. М: 1989. -С.38-41.

45. РД 39 0147585-333-86. Инструкция по методике расчета рациональных гидродинамических параметров укрупнения и отделения дисперсной фазы водонефтяных эмульсий в трубопроводах и технологических аппаратах //Бугульма: ТатНИПИнефть. — 1986. — 84с.

46. Салимова С.В., Салимов В.Г. Поочередная откачка воды и нефти при нестационарном режиме работы насоса//РНТС' «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ. № 10. -2001. - С. 12-15.

47. Сафонов В.Е. Совершенствование эксплуатации обводненных скважин установками электродиафрагменных насосов//Автореферат дисс.на соиск.уч.степ.канд.техн.наук. Уфа. — ИПТЭР. — 2006. - 25с.

48. Сафонов Е.Н., Низамов К.Р., Фролов В:А. Сброс, подготовка нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях, защита оборудования от коррозии //60 лет девонской нефти /Сб. докладов научн.-практической конференции. Уфа. 2004. - С. 113-115.

49. Соломыков В. А. Условия образования эмульсий на нефтепромыслах и влияние дисперсности водонефтяной эмульсии на процесс деэмульсации//Тр. Ин-та/Гипровостокнефть. 1967. - Вып.10. - С. 122-127.

50. Сыртланов А.Ш., Валеев М.Д. Предупреждение эмульгированияtнефти в скважинах.// Нефтяное хозяйство. 1986. № 6 С. 43-46.

51. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра, 1974.

52. Тронов В.П., Грайфер В.И., Сатаров У.Г. -Деэмульсация нефти в трубопроводах. Казань: Татарское книжное изд-во, 1970. — 152с.

53. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. Изд-во: «Мир». М. - 1972. -440с.

54. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С.,

55. Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных иобводненных скважин //М.: Недра. 2003. 302с.

56. Усова J1.H., Альмухаметова Э.М. Гидродинамические условия разделения пластовых жидкостей в промысловых трубопроводах/ Проблемы сбора; подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов 1(79)-2010. Уфа: Изд-во ГУП «ИПТЭР», 2010. С. 38-41.

57. Усова J1.H., Минигалимов Р.З., Сафонов В.Е., Голубев М.В. Обоснование выбора рациональных точек подачи деэмульгатора в добываемую жидкость при путевом сбросе воды. // Нефтегазовое дело. № 4. — 2007. С. 41-46.

58. Фахретдинов P.P. Совершенствование технологии предварительного обезвоживания нефти на промыслах// Автореферат дисс.на соиск.уч.степ.канд.техн.наук. — Уфа. — Башнипинефть. 2003. — 28с.

59. Фурина И.И., Альмухаметова Э.М. Утечки нефти из трубопроводов и причины их возникновения/ 60-я научно-технической конференции молодых ученых аспирантов и студентов. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009.-С. 293.

60. Хамидуллин Р.Ф., Дияров И.Н., Хамидуллин Ф.Ф. Разрушение особостойких нефтяных эмульсий, образующихся при добыче с применением внутрипластового горения/ Нефтепромысловое >дело: отечеств.опыт: Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. 1987. - №7. - С. 22-24.

61. Харьков В.А., Панков Ю.Ф. Опыт применения одновременно-раздельного отбора нефти и воды в НПУ «Бавлынефть».// Нефтепромысловое дело: Научн. техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1961. № 7. С. 17-19.

62. Хатмуллин Ф.Х., Давлетшин З.Ш., Зайнашев Р.А. Установкаtтрубная наклонная для сброса воды //Нефт. хоз-во.-1992.-№ 4.- С. 35-37.

63. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Госсман В.Р., Пальцев В.А., Установки предварительного сброса в системе транспорта промысловой продукции и поддержания пластового давления // Нефт. хоз-во.-1994.-№ 2.-С.44-47.

64. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Латыпов А.Р., Телин А.Г., Исмагилов Т.А. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии: Издание в 4-х томах/ Под. ред. Н.И.

65. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т.П.I

66. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. 206 с.

67. Калпан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998. — 416 с.

68. Хисамутдинов Н.И. Проблемы сохранения продуктивностискважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадииразработки / Н.И. Хисамутдинов, И.В.Владимиров Т.Г. Казакова СПб: ООО1. Недра», 2007. 232 с.

69. Фатхлисламов М.А., Владимиров И.В., Торопчин О.П.,t

70. Алямовский А.А. и др. (SolidWorks). Компьютерное моделирование в инженерной практике/ Авторы: Алямовский А.А., Собачкин А.А., Одинцов Е.В., Харитонович А.И., Пономорев Н. Б. СПб.: БХВ-Петербург. 2005 - 800 с.

71. Математическое моделирование конвективного тепломассообмена на основе уравнений Навье-Стокса / В.И. Полежаев, А. В. Бинэ, Н.А. Верезуб и др. М.: Наука, 1987

72. Дейч М.Е. Техническая газодинамика. Из,д;. 2-е, переработ. М. — JI. Госэнергоиздат, 1961.

73. Флетчер К. Вычислительные методы в динамике жидкостей: Пер. с англ. -М.: Мир, 1991.-552 с.

74. Патанкар С. Численные методы решения задач теплообмена идинамики жидкости. Перевод с англ. Под редакцией В.Д. Виленского,

75. Москва, ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1984.

76. Canadian ship bitumen by pipe-line//Oil and Gas J. 1988. - Vol.86, numb.21.-P. 18.

77. Marsden S.S., Raghavan R. A system for producing and transporting Crude oil as an oil water emulsion // J.Inst.Petrol. 1973. - Numb.570. -P.273-278.

78. Parker M.A., Williame B. Industry steps up development of neavy oil bitumen reserves // Oil and Gas J. 1986. - Vol.84, numb. 1 .-P.41-44, 46-47.

79. Patankar S., Numerical heat transfer and fluid flow, Himisphere

80. Publishing Corporation, New York, 1980.

81. Simon R Down hole emulsification in oil well //J.Petrol.Technology. - 1968. - 20. - Numb. 12. - P.1349-1353.

Информация о работе

Альмухаметова, Эльвира Маратовна
кандидата технических наук
Уфа, 2010
ВАК 25.00.17

Диссертация

Образование водогазонефтяных эмульсий в механизированных скважинах и их разделение в поверхностных аппаратах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы