CC BY
16Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта
УДК 622.692.4.052
СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПЕРЕКАЧКИ ОБВОДНЕННОЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ
METHOD OF REDUCING THE PRESSURE OF HIGH VISCOSITY OIL PUMPING IN OILFIELD PIPELINES
А. В. Майер, М. Д. Валеев
A. V. Mayer, M. D. Valeiev
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень,
Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа
Ключевые слова: промысловые трубопроводы; обводненная нефть; вязкость нефти; сепараторы; перекачка нефти; перекачка воды Key words: field pipelines; water cut oil; oil viscosity; separators; oil pumping; water pumping
Возрастающие объемы добычи высоковязких и тяжелых нефтей ставят проблему снижения давления их перекачки по промысловым трубопроводам, особенно в обводненный период эксплуатации месторождений. Эмульгирование обводненной нефти в высоковязкой нефти усугубляет проблему и в значительной мере осложняет процесс подготовки товарной нефти.
№ 4, 2016
Нефть и газ
87
Исследованиями [1] установлено, что образование тонкодисперсных устойчивых структур водонефтяных эмульсий происходит в скважинном оборудовании и в центробежных насосах дожимных станций систем сбора нефти, газа и воды.
В [1, 2, 3] показано, что погружные электроцентробежные насосы создают эмульсию с дисперсной структурой капель воды 2.. .10 мкм. Поэтому в узловых точках предварительного сброса добываемой воды, в которые включены большей частью скважины с УЭЦН, разделение фаз требует больших объемов отстойных аппаратов и расходов деэмульгаторов. До 10 % и выше объема воды в установке предварительного сброса не отделяется и остается в отводимой нефти.
На дожимных насосных станциях происходит повторное эмульгирование остаточной воды. Поэтому дополнительно анализировались пробы жидкости перед входной гребенкой. В анализ вошли скважины, обводненные в интервале 0,65.0,86.
Данные по ЦДНГ № 3 НГДУ «Чекмагушнефть» сведены в таблицу.
Опытные данные о свойствах эмульсий в системе сбора
Наименование Степень разрушения, % Обводненность нефти Средневзвешенный размер капель, мкм Вязкость жидкости, сСт Длина трубопровода, м
Скв. 859 Устье 18 0,78 15 140 350
Вход в АГЗУ 25 0,78 15 125
Скв. 1272 Устье 2 0,65 20 120 240
Вход в АГЗУ 0 0,65 22 135
Скв. 875 Устье 22 0,67 15 90 420
Вход в АГЗУ 30 0,67 10 75
Скв. 878 Устье 13 0,70 18 170 304
Вход в АГЗУ 20 0,70 20 145
Скв. 788 Устье 40 0,86 12 80 372
Вход в АГЗУ 38 0,86 10 75
АГЗУ 809. Выход 25 0,69 22 95 5500
Вход на УПС 40 0,69 14 86
АГЗУ 841. Выход 10 0,56 20 190 4150
Вход на УПС 38 0,56 15 210
АГЗУ 860. Выход 10 0,75 15 205 560
Вход на УПС 25 0,75 10 190
АГЗУ 1299. Выход 30 0,80 25 120 4500
Вход на УПС 38 0,80 15 100
УПС «Салпар»
Прием насоса 20 0,48 17 110
Выкид насоса 18 0,48 8 165
Сопоставление этих данных на участках от устья скважин до АГЗУ показывает несущественные изменения свойств эмульсий. Однако на участках от АГЗУ до установки предварительного сброса воды (УПС) создаются условия для коалесценсий крупной фракции водных капель в потоке жидкости и увеличения степени разрушения эмульсий.
Многоступенчатый центробежный насос откачки ДНС вновь эмульгирует водонеф-тяную смесь и в значительной мере увеличивает дисперсность внутренней фазы.
Исследовались вязкость и дисперсность на входе и выкиде насосов Раевской УПС и Аксеновской ДНС (см. табл.). При прохождении жидкости через насос содержание мелкодисперсной фракции эмульсий в интервале до 10 мкм увеличилось соответственно с 25 до 44 %. Вязкость жидкости на ДНС возросла с 188,3 до 435 сСт. [3, 4].
Таким образом, основными источниками эмульгирования обводненной нефти являются насосные установки скважин и дожимных станций систем сбора нефти, газа и воды.
Вязкость эмульгированной нефти в трубопроводах в условиях отсутствия дозирования деэмульгаторов в интервале обводненности 0.55 дол. ед. по [3] для Арланского месторождения рассчитывается по эмпирической зависимости
Нефть и газ
4, 2016
где ^20 — вязкость дегазированной нефти в стандартных условиях, мПах; В — обводненность жидкости.
Формула (1) справедлива при диопазоне ^20 = 30...160 мПах, температуре пластов 22...40 0С, газовом факторе 12...22 м /Т.
Согласно этой формуле, вязкость эмульгированной нефти кратно превышает вязкость безводной нефти. Присутствие газовой фазы существенно уменьшает вязкость перекачиваемой среды.
Промысловая перекачка эмульсии высоковязкой нефти сопровождается ростом давления в трубопроводах и их аварий, особенно при отрицательных температурах окружающей среды [5].
Одним из эффективных способов снижения гидравлических сопротивлений при сборе обводненной нефти является перекачка нефти и воды чередующимися пробками [6]. В идеальных условиях, то есть в условиях отсутствия размыва границ чередующихся пробок, расчетное значение вязкости жидкости в трубопроводе снижается пропорционально соотношению суммарных длин нефтяных и водных пробок.
Однако в реальных условиях сразу с момента поступления пробки нефти в трубопровод начинается размыв как переднего, так и заднего ее фронта. Впоследствии достаточно быстро в трубопроводе образуется течение двухфазной жидкости.
Впервые такая технология была испытана на УПС «Кушуль» и УПС «Андреевка». После сброса воды объемные расходы нефти и воды в промысловых трубопроводах составили соответственно 780 и 3 220 м3/сут и 520 и 1 750 м3/сут. Длины трубопроводов составили соответственно 21 и 26 км при диаметре 250 мм. Вязкость нефти в стандартных условиях составила 0,028 и 0,031 Пах.
Обводненность перекачиваемой продукции в трубопроводах составила, таким образом, 80 и 77 %. В первом трубопроводе перепад давления на единицу длины при средней скорости жидкости 0,945 м/с составил по показаниям манометров 32,4 Па/м. Во втором трубопроводе при скорости жидкости 0,536 м/с перепад давления на единицу длины трубопровода составил 28,42 Па/м. При перекачке безводных нефтей по этим трубопроводам с аналогичными скоростями перепады давления составили бы 54,49 и 20,42 Па/м.
Таким образом, в первом случае совместная перекачка нефти и воды центробежным насосом из-за высокой обводненности не привела к повышению вязкости жидкости. Во втором случае перепад давления превысил на 8 Па/м перепад давления, который был бы в случае перекачки только нефти. Причина этого, очевидно, заключается в присутствии в трубопроводе эмульсии воды в нефти.
Организация последовательного сброса нефти и воды на прием центробежного насоса производится с формированием нефтяных пробок длиной около 1 020 м, хотя аппараты позволяли доводить длины пробок до 2 000 м. Соответственно, длины водных пробок в трубопроводах составили около 4 000 и 3 400 м.
В первом трубопроводе градиент перепада давления в среднем за сутки составлял 25,51 Па/м (то есть почти не изменился), а во втором — около 12,10 Па/м. Таким образом, во втором трубопроводе градиент перепада давления снизился с 28,42 до 12,10 Па/м, то есть более чем в 2 раза.
Выводы
• Опытно-промышленные испытания последовательной перекачки нефти и воды центробежными насосами показали значительные снижения градиентов перепадов давления в промысловых трубопроводах.
• При достижении обводненности перекачиваемой продукции 80 % и более эффективность перекачки нефти и воды чередующимися пробками практически отсутствует из-за быстрого расслоения фаз в трубопроводах
Список литературы
1. Антипин Ю. В., Валеев М. Д., Сыртланов Д. Ш. Предупреждение отложений при добыче обводненной нефти. - Уфа: Башкнигоиздат. - 1987. - 167 с.
2. Мамонов Ф. А. Промысловый транспорт высоковязкой нефти с предварительным сбросом попутно-добываемой воды. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2005. - 216 с.
3. Уразаков К. Р., Богомольный Е. И., Газаров А. Г. Насосная добыча высоковязких нефтей из наклонных и обводненных скважин / Под ред. М. Д. Валеева. - М: Недра, 2000. - 302 с.
4, 2016
Нефть и газ
89
4. Совершенствование технологии применения деэмульгаторов в системах сбора и подготовки нефти на промыслах Башкирии: Отчет о НИР / Башнефть. Руководители М. З. Мавлютова, Л. М. Мамбетова. - 3076. № ГР 76043371. - Уфа, 1979.-92 с.
5. Репин Н. Н., Юсупов О. М., Валеев М. Д., Карпова И. К. Предотвращение образования эмульсии при добыче и сборе нефти / Тем. обзор // Нефтепромысловое дело. - М., 1979. - 59 с.
6. Валеев М. Д., Давлетшин З. Ш., Зайнашев Р. А. Последовательная откачка нефти и воды из скважин и отстойных аппаратов // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 1. - С. 39-41.
Сведения об авторах
Майер Андрей Владимирович, ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 89123889777, е-mail: mayer-14@mail.ru
Валеев Марат Давлетович, д. т. н., профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, е-mail: vm5943@mail.ru
Information about the authors
Mayer A. V., assistant of the chair «Development and operation of oil and gas fields», Industrial University of Tyumen, phone: 89123889777, e-mail: mayer-14@mail.ru
Valeiev M. D., Doctor of Engineering, professor, Ufa State Petroleum Technical University, Ufa, e-mail: vm5943@mail. ru
