2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЭМУЛЬГАТОРА ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА ОПТИЧЕСКОЙ МИКРОСКОПИИ

А.П. Пащенко

Научный руководитель – Л.В. Чеканцева Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Представлены результаты экспериментальных исследований водонефтяных эмульсий с разными концентрациями воды в нефти, изучения влияния деэмульгатора на процесс обезвоживания эмульсий, исследований внутренней структуры водонефтяных эмульсий: определена форма, размер, строение и относительное количество глобул воды. По результатам исследований построены зависимости, характеризующие изменение внутренней структуры водонефтяных эмульсий, они находят свое визуальное подтверждение на микрофотографиях эмульсий.

Ключевые слова: деэмульгатор, водонефтяные эмульсии, глобулы воды, обезвоживание нефти, метод оптической микроскопии.

Основной проблемой на нефтяных месторождениях в настоящее время является относительно быстрое увеличение обводненности добываемой нефти. Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вносит значительные осложнения в технологию механизированной добычи, сбора и подготовки товарной нефти. Транспортирование нефти и сопутствующей ей пластовой воды на нефтеперерабатывающие заводы нерационально, так как в соответствии с увеличением объема перекачиваемой жидкости возрастают капитальные и эксплуатационные затраты. При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой, образуя эмульсии: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.

Одной из наиболее сложных задач, возникающих при подготовке скважинной продукции таких месторождений, является разрушение водонефтяных эмульсий, образующихся на различных стадиях обезвоживания. Для этого широко применяются различные деэмульгаторы – поверхностно-активные вещества, основное назначение которых вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы – естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины и мехпримеси). Выбор эффективного способа деэмульсации требует знания свойств эмульсий, образующихся при добыче нефти, а также факторов, влияющих на их устойчивость. Особенно актуальными остаются вопросы поиска новых (более эффективных) деэмульгаторов, применяемых в процессах обезвоживания нефти, а также поиск альтернативных методов физического воздействия на эмульсии [1].

В настоящей работе исследуется эффективность деэмульгатора марки «ХПД-008 (CH)» водонефтяных эмульсий. Данный реагент применяется в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности в системе сбора и на установках подготовки нефти. Он представляет собой композицию из активной основы (смесь

271

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

из блоксополимеров окиси этилена и пропилена с добавкой неионогенного ПАВ)

ирастворителей.

Вкачестве объекта исследования была использована модельная водонефтяная эмульсия, приготовленная искусственно. В качестве метода исследования применялся метод оптической микроскопии с использованием модульного биологического микроскопа Olympus СХ41, включающего в себя программное обеспечение анализа изображений. Преимущества данного метода анализа: прямые измерения; для анализа требуется минимальное количество пробы; модульная система позволяет проводить ручные измерения по изображениям, а также статистическую обработку результатов измерений.

Водонефтяные эмульсии были приготовлены из высокосмолистой нефти М путем перемешивания на экстракторе ПЭ-8000 в течение 10 минут со скоростью вращения вала 3000 об/мин и дистиллированной воды с содержанием 30 и 50 %. Физико-химические свойства нефти представлены в таблице.

Физико-химические свойства нефти М

К полученным эмульсиям был добавлен деэмульгатор в количестве 0,108 %, после чего смесь тщательно перемешали. В первую очередь были изучены образцы эмульсий без добавления деэмульгатора. Затем наблюдение проводились для каждой пробы водонефтяной эмульсии, полученной после ее 30- и 60-минутной стабилизации. В образцах измерялся диаметр капель воды и проводился дисперсионный анализ исследуемой системы (больше 1000 измерений на каждый образец). Для каждой концентрации эмульсии были проведены микрофотографии внутренней структуры. По визуальным наблюдениям фотоснимков можно сделаны выводы об изменении диаметра капель воды в эмульсии (рис. 1).

По результатам измерений были получены дифференциальные кривые распределения капель воды по размерам (рис. 2).

Из полученных графиков видно, что в эмульсии с концентрацией 30 % максимум приходится на долю частиц размером 22 мкм. После добавления деэмульгатора количество крупных частиц уменьшилось, но образовалось много новых мелких частиц размером до 10 мкм. В эмульсии с концентрацией 50 % все происходило иначе: сначала максимум приходился на долю частиц размером 12 мкм,

272

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 1. Микрофотографии структуры глобул воды в водонефтяных эмульсиях (5-кратное увеличение)

Рис. 2 Дифференциальные кривые распределения глобул воды по размерам:

а– 30%-ная эмульсия; б – 50%-ная эмульсия

азатем маленькие частицы стали коалесцировать, образуя более крупные глобулы размером больше 24 мкм. Также следует отметить, что при увеличении общего содержания воды от 30 до 50 % в эмульсии средние диаметры частиц растут в результате слияния более мелких частиц [2].

Метод оптической микроскопии позволил наиболее точно определить форму,

размер, строение и относительное количество глобул воды в эмульсии посредством микрофотографий и на основе этих данных получить дифференциальные кри-

273

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

вые распределения. Кроме того, было установлено, что высокосмолистая с небольшой вязкостью нефть образует эмульсии, которые впоследствии эффективно разрушаются при добавлении деэмульгатора. Особенно продуктивно действует деэмульгатор на водонефтяную эмульсию с 50%-ным содержанием воды.

Список литературы

1. Афанасьев Е.С. Факторы стабилизации и эффективность разрушения водонефтяных эмульсий: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Астрахань,

2013. – 3 с.

2. Пащенко А.П. Исследование эффективности деэмульгатора водонефтяных методом эмульсий оптической микроскопии // Проблемы и перспективы комплексного освоения и сохранения земных недр; ИПКОН РАН. – М., 2104. –

С. 323–327.

274

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Е.О. Петрушин, А.А. Андрияди

Научный руководитель – д-р техн. наук, доцент О.В. Савенок Кубанский государственный технологический университет

Для совершенствования и повышения эффективности горизонтальных скважин необходимо сосредоточить внимание на следующих направлениях: экспериментальные и теоретические исследования гидравлических сопротивлений пористых и перфорированных труб (каналов) с периферийным притоком (оттоком) жидкости, пропорциональным перепадам наружного и внутреннего давления; оценка потерь давления на трение и смешивание периферийного притока с основным потоком в горизонтальной скважине; определение оптимальной длины горизонтального участка наклоннонаправленной скважины.

Ключевые слова: гидравлические сопротивления, скважина, горизонтальный участок, приток, отток, модель, перфорированная труба.

Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (ГС и БГС) на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки или содержащих трудноизвлекаемые запасы, позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и снизить материальные затраты на буровые, монтажные

истроительные работы. Для месторождений с развитой инфраструктурой применение ГС и БГС для включения в разработку слабовыработанных пропластков

изастойных зон весьма эффективно. Для шельфовых месторождений с высокопроницаемыми коллекторами ГС с длиной горизонтального участка 700 и более метров не имеют альтернативы.

Однако увеличение длины горизонтального участка не всегда приводит

к пропорциональному росту дебита ГС. Практика показывает, что в скважине с длиной горизонтального участка более 250 м проектные (расчетные) дебиты зачастую превышают фактические. Здесь начинают проявляться гидродинамические особенности длинных пористых каналов с периферийным притоком жидкости, пропорциональным перепаду наружного и внутреннего давления по длине горизонтального участка.

Большое количество публикаций и постоянный интерес к проблеме повышения эффективности ГС и БГС показывает, что в настоящее время нет достаточно точных методик расчета влияния гидродинамических и геометрических параметров скважин на характеристики фильтрационных течений в прискважинной зоне и в перфорированных пористых трубах.

Подробный анализ работ по рассмотрению движения вязких и вязкопластичных жидкостей показал, что течение жидкости в пористых каналах для притока

иоттока полностью определяется двумя критериями подобия:

1)критерием Рейнольдса для основного потока

275

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

2) критерием Рейнольдса для периферийного притока (оттока)

где U и V – продольная и поперечная скорости жидкости, м/с; d – диаметр трубы, м; v – кинематическая вязкость, м/с.

Критерий Рейнольдса (2) отнесен к диаметру трубы.

Для создания экспериментальной установки, описанной в работе [1], были использованы перфорированные полиэтиленовые трубки диаметром d =10 см с рабочим участком L = 260 см ( L / d = 2500 ). Для расширения диапазона изменения продольной скорости U и поперечной скорости V, а также отношения L / d нами совместно с А.В. Слепцовым при выполнении второй серии экспериментов применялись сорокаметровые трубки с диаметром 4 см, т.е. L / d =1000 .

В рамках динамического подобия нами значительно расширены диапазоны изменения геометрических и динамических критериев Re и Rеп. В работе [2] дан расчет этих критериев, которые были учтены нами в [1].

Диапазоны изменения показателей горизонтальных скважин приняты в следующих пределах:

– длина горизонтального участка L = 50...1000 м;

– диаметр горизонтального участка принимался d = 0,144 м и d = 0,168 м;

–дебит скважины Q =50...1000 м3/с;

–кинематическая вязкость нефти v =10−5...10−6 м/с. Тогда максимальная продольная скорость

где 86400 – коэффициент перевода суток в секунды. Аналогично были рассчитаны остальные параметры:

При расчете поперечной скорости притока максимальный или минимальный дебит скважины распределялся равномерно (равномерный приток) по всей длине горизонтального ствола.

Числа Рейнольдса соответственно

276

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Округляя, получаем Re = 370...12000 . Число Эйлера определялось по формуле

ность нефти, кг/м3; U – скорость продольного потока, м/с.

При расчетах принималось ∆ р= 0,5...5, 0 МПа, и диапазон изменения числа Эйлера Е = 0, 025...18,5 .

Описание экспериментальной установки приводится в работе [2]. Установка принципиально не отличается от установки Ф.А. Шевелева [3] по исследованию гидравлики трубного течения. Вертикально установленный спаренный бачок обеспечивал постоянный напор и расход жидкости в начальном сечении горизонтальной трубки. На рисунке приведена принципиальная схема установки.

На рисунке: 1 – вертикальная стойка; 2 – деревянные стойки (по две с каждой стороны) для натягивания горизонтальной проволоки 3, на которую закреплялась полиэтиленовая трубка 5 (трубка закреплялась строго горизонтально). Для обеспечения уклона на задней стойке 2 имелся кронштейн, который обеспечивал подъем на заданную величину.

Трубка 5 подпиралась пирамидальными опорами 6 через каждые 5 м, где устанавливались микроманометры 7 для измерения давления по длине трубки. Спаренный бачок 4 соединялся с горизонтальной трубкой 5 и имел сливы 1 для удаления излишков жидкости из верхнего и нижнего бачка. Перфорационные отверстия и крепления микроманометров сделаны медицинскими шприцами, стандартный набор которых включал диаметры 0,9; 1; 1,65 и 2 мм.

Рис. Схема установки

277

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Тарировка дифференциальных манометров, методика проведения экспериментов и обработки измерений ничем не отличались от работы [2]. Отличие заключалось в длине трубки и шаге перфорации. В работе [2] все измерения проводились на трубках длиной 250 см с шагом перфорации 10 см. Наши эксперименты проводились на трубках длиной 40 м и шагом перфорации 1 м.

Список литературы

1. Гидродинамические особенности горизонтальных скважин и трещин гидроразрыва / Г.Т. Вартумян, Р.Г. Гилаев, А.Т. Кошелев, А.В. Гнездов, С.В. Смык // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 8. –

С. 15–18.

2.Слепцов А.В. Разработка и исследование технологии управления фильтрационными потоками при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Краснодар, 2006. – 25 с.

3.Шевелев Ф.А. Исследование основных гидравлических закономерностей турбулентного движения в трубах. – М.: Госстройиздат, 1953. – 208 с.

278

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ ПРИ ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ

С.В. Петухов

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор А.А. Кукьян Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассмотрено влияние применения деэмульгаторов на эффективность трубопроводного транспорта нефти при различных температурных режимах путем динамического моделирования в программном комплексе (ПК) OLGA. Проведена интерпретация результатов моделирования и даны соответствующие заключения.

Ключевые слова: деэмульгатор, трубопроводный транспорт, транспорт нефти, динамическое моделирование, пропускная способность, поверхностно-активное вещество (ПАВ), эмульсия.

Известно, что на нефтяных месторождениях сравнительно часто приходится увеличивать пропускную способность систем сбора и транспорта продукции скважин в связи с подключением новых скважин или увеличением производительности существующих скважин.

Увеличения пропускной способности трубопроводных систем можно достичь несколькими способами. Одним из способов является подача в поток обводненной нефти поверхностно-активных веществ (ПАВ) [1]. Такие поверхностноактивные вещества называют деэмульгаторами.

Вопросы, связанные с повышением пропускной способности трубопроводных систем, актуальны и представляют научный и практический интерес.

Данная статья посвящена оценке эффективности применения деэмульгаторов при трубопроводном транспорте нефти Чернушинского месторождения Пермского края. Предполагается, что нефть будет транспортироваться с ДНС-0108 по существующему трубопроводу и с ДНС-0113 по проектируемому трубопроводу на ДНС-0104 (рис. 1).

Оценка эффективности применения деэмульгаторов при транспорте нефти по данному трубопроводу сводится к проведению динамического моделирования транспорта нефти в ПК OLGA и интерпретации результатов моделирования.

В ПК OLGA есть полный набор инструментов для моделирования всей сети транспорта, позволяющий рассчитывать сходящиеся и расходящиеся потоки, технологическое оборудование, а также замкнутые контуры любой сложности. При этом сходимость результатов расчетов, выполненных с применением ПК OLGA, для скважин и трубопроводов (по перепадам давления, по накоплению углеводородной жидкости и воды в трубопроводах и скважинах) по сравнению с замерами (при условии точного воспроизведения данных в модели), подтвержденная многолетним опытом эксплуатации программного комплекса в более чем 300 подразделениях крупнейших нефтедобывающих и инжиниринговых компаний, находится в пределах 90 % [2].

279

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 1. Принципиальная схема системы транспорта нефти

«ДНС-0113,0108 – ДНС-0104»

Исходные данные для осуществления моделирования, среди которых в том числе данные по вязкости нефти без добавления реагента-деэмульгатора и с добавлением реагента, были предоставлены ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». На основе этих данных было проведено динамическое моделирование транспорта нефти по трубопроводной системе для двух случаев: без учета ввода деэмульгатора и с учетом ввода деэмульгатора. В свою очередь, для каждого отдельного случая было проведено дополнительное моделирование для различных значений температуры жидкости на входе в трубопровод.

Благодаря динамическому моделированию транспорта нефти по трубопроводной системе без учета ввода реагента были получены следующие результаты

(табл. 1, рис. 2).

Как видно из табл. 1 и рис. 2, наибольшие значения давлений на начальных участках трубопровода достигаются при наименьших значениях температуры жидкости на входе в трубопровод. Связано это со значительным влиянием температуры жидкости на ее вязкость. Таким образом, повышение температуры жидкости на входе в трубопровод с 5 до 20 °C ведет к значительному снижению давлений в характерных точках трубопроводной системы (ДНС-0113, ДНС-0108, т. врезки) и в данном случае достигает 43 % (ДНС-0108).

Таблица 1

Результаты динамического моделирования транспорта нефти без учета ввода реагента

280