Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Беляева Евдокия Петровна

• Беляева Евдокия Петровна
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Беляева Евдокия Петровна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ, СВЯЗАННЫХ С ВОЗНИКНОВЕНИЕМ ВЫСОКОВЯЗКИХ ЭМУЛЬСИЙ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

1.1 Анализ проблем, связанных с возникновением высоковязких эмульсий и методов контроля физико-химических свойств водонефтяного потока в условиях добычи

1.2 Анализ проблем, связанных с возникновением высоковязких эмульсий и методов контроля физико-химических свойств водонефтяного потока в условиях транспортировки

1.3 Анализ проблем, связанных с возникновением высоковязких эмульсий и методов контроля физико-химических свойств водонефтяного потока в условиях подготовки нефти

1.4 Анализ проблем, связанных с возникновением высоковязких эмульсий и методов контроля физико-химических свойств водонефтяного потока в условиях хранения нефти

1.5 Анализ теоретических основ методов контроля физико-химических свойств водонефтяного потока

1.5.1 Методы контроля показателя плотности водонефтяной эмульсии

1.5.2 Методы контроля показателя вязкости водонефтяной эмульсии

1.5.3 Методы контроля объёмного соотношения компонентов водонефтяной эмульсии

1.5.4 Методы контроля объёмной скорости потока водонефтяной эмульсии

1.5.6 Методы контроля гидродинамического режима водонефтяной эмульсии

1.6 Выводы по главе

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДА КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ В ПОТОКЕ И ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

2.1 Предмет и объект исследования

2.2 Приборная база контроля физико-химических свойств ВНЭ

2.2.1 Приборы контроля состояния водонефтяной эмульсии на основе явления резонирования

2.2.2 Приборы контроля состояния водонефтяной эмульсии на основе измерения спектров короткого излучения

2.2.3 Приборы контроля состояния водонефтяной эмульсии на основе электромагнитных явлений

2.3 Разработка блок схемы комплексного метода контроля состояния водонефтяной эмульсии

2.4 Обоснование и разработка метода контроля состояния водонефтяной эмульсии, на основе модернизированного приборно-измерительного комплекса «Система измерения количества жидких углеводородов и газа»

2.4.1 Измерительная установка «ОЗНА-МАССОМЕР»

2.4.2 Блок мультифазного учета добываемой продукции

2.5 Модернизированная измерительная блок-схема комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии

2.6 Выводы по главе

ГЛАВА 3 СТРУКТУРА И АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ЗАВИСИМОСТИ ХАРАКТЕРИСТИК ВОДОНЕФТЯНОГО ПОТОКА ОТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

3.1 Характеристики анализируемой среды

3.3 Описание структуры и алгоритма расчета зависимости характеристик водонефтяного потока от технологических параметров процессов нефтегазодобычи

3.4 Расчёт характеристик водонефтяного потока на основе данных о фонде нефтегазового месторождения

3.5 Выводы по главе

ГЛАВА 4 ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДА КОНТРОЛЯ ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В ДИНАМИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ

4.1 Предложение по применению комплексного метода на существующих и вновь вводимых в эксплуатацию нефтегазовых месторождениях

4.2 Предложения по модификации существующей схемы контроля водонефтяной смеси

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение 1 Методика контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии

Приложение 2 Протокол №1 Заседания секции «Основное производство» научно-технического совета ООО «РН-Ванкор»

Приложение 3 Акт внедрения в учебный процесс

Приложение 4 Экспериментальные данные по расчёту характеристик водонефтяных потоков Ванкорского нефтегазового месторождения

Приложение 5 Патент на изобретение № 2820792 «Способ комплексного контроля

характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии»..............Ошибка!

Закладка не определена.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии»

ВВЕДЕНИЕ

В Энергетической стратегии на период до 2035 г., утверждённой распоряжением правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г № 1523-р одним из основных направлений развития нефтегазовой отрасли России является обеспечения эффективности и безопасности процессов нефтегазодобычи, транспортировка и сбережение ресурсов без потерь или с минимальным расходом энергии, что в свою очередь является решением задач по обеспечению экологической безопасности окружающей среды от попадания нефтесодержащих отходов в природу, в результате порывов трубопроводов, перекачивающих водонефтяную смесь, в результате зачистки нефтепромыслового оборудования от нефтешлама, что требует разработки новых и модернизацию существующих технологий контроля характеристик добываемой нефтесодержащей жидкости.

Нефтяные дисперсные системы играют важную роль в процессах нефтегазодобычи.

Наиболее серьезными и распространенными осложнениями при добыче нефти является образование устойчивых эмульсий высокой вязкости, являющихся причинами остановки работы скважин, из-за образования высоковязких участков водонефтяной смеси, которые не идентифицируются по составу установленными приборами контроля потока добываемой жидкости. Как следствие, происходит повышение давления в стволе скважины и снижение производительности трубопроводов, увеличение энергетических нагрузок.

В процессе перекачки скважинной продукции, образование высоковязких эмульсий сопровождается большими энергетическими затратами из-за неравномерности потока. Перекачивание неравномерного потока жидкости сопровождается скачками давления и появлением вибрации в трубопроводе.

В процессах подготовки, накапливаясь на границах разделов фаз (нефть/вода) эмульсии способствуют образованию промежуточных слоёв в

аппаратах подготовки, и как следствие образование большого количества нефтешлама в резервуарах хранения нефти.

Образование высоковязких эмульсий обусловлено явлением инверсии -«обращение фаз» нефтяных эмульсий, которое имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа «нефть в воде», имеющая внешней фазой воду, транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа «вода в нефти», имеющая внешней фазой нефть.

Результаты литературно-патентного анализа показали, что в процессах внутри промысловой перекачки и подготовки нефти контроль состояния водонефтяного потока осуществляется только по показателям, необходимым для коммерческого учёта нефти (массовый/объёмный расход, влагосодержание). Контроль реологических свойств потока ограничивается только определением плотности нефтяной фазы.

Большая часть научно-исследовательских работ и патентов направлены на создание новых методов контроля характеристик водонефтяных эмульсий по отдельности, а не в совокупности и без учета влияние явления инверсии на изменение реологических характеристик. Более того, исследования по изучению характеристик водонефтяных эмульсий проводятся в лабораторных условиях, где эмульсия находится в стационарном состоянии, а условия проведения экспериментов не соответствуют реальным условиям процессов нефтегазодобычи. Это приводит к тому, что показания приборов контроля при использовании в технологическом процессе оказываются неточными и сомнительными, противоречащими показателям, полученным при аналитическом контроле в лаборатории.

К настоящему моменту остаются открытыми следующие вопросы:

- влияние явления инверсии фаз на изменение характеристик водонефтяных смесей в процессах добычи, перекачки и подготовки нефти;

- влияние явления инверсии водонефтяных эмульсий на процесс образования промежуточных слоёв в аппаратах подготовки нефти;

- проработанность методов и изобретение приборов контроля физико-химических свойств водонефтяных смесей в динамическом режиме.

Вследствие этого существует потребность в разработке комплексного метода контроля состояния водонефтяной смеси в потоке.

Объект исследования: водонефтяная смесь в динамическом состоянии.

Предмет исследования: изменение характеристик водонефтяной смеси и коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от технологического режима внутри промысловой перекачки нефти.

Степень разработанности темы: исследованиями в области поведения водонефтяных дисперсных систем в процессах перекачки занимались Медведев В.Ф., Кашаев Р.С., Калашникова Ю.В., Шестаков А.В., Дунюшкин И.И., Борисевич Ю.П., Евдокимов И.Н. и другие, российские и зарубежные ученые.

В работах Лутошкина Г.С., Евдокимова И.Н., Медведева В.Ф., Алвадани М.С., Муни М., Монсона Л.Т. встречаются результаты исследований закономерностей изменения характеристик водонефтяных дисперсных систем в различных условиях. Однако результаты исследования влияния технологических параметров нефтегазодобычи на состояние водонефтяной смеси в динамическом состоянии не выявлены.

Цель диссертационной работы - обеспечение стабильности технологического режима процессов нефтегазодобычи за счет совершенствования контроля физико-химических свойств водонефтяного потока.

Задачи исследования:

1. Разработать метод контроля состояния водонефтяной эмульсии на основе модифицированного приборно-измерительного комплекса «Система измерения количества жидких углеводородов и газа» и алгоритм контроля характеристик водонефтяного потока.

2. Разработать структуру и алгоритм расчета зависимости состояния водонефтяного потока от технологических параметров процессов нефтегазодобычи.

3. Экспериментально установить зависимости изменения характеристик водонефтяного потока от технологических параметров процессов добычи, перекачки и подготовки.

4. Разработать рекомендации по практическому применению предложенного метода контроля для стабильного ведения процессов добычи, перекачки и подготовки нефти.

Теоретическая и практическая значимость работы. Разработана новый комплексный метод контроля состояния водонефтяного потока и регулирования параметров технологического режима, отличающаяся от известных тем, что учитывает влияние явления инверсии фаз на реологию потока, что позволяет повысить эффективность управления процессами нефтегазодобычи.

Разработана новая схема контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии, в которой производится замер вязкости водной и нефтяной фаз, как в отдельности, так и в эмульсии, что позволяет комплексно контролировать состояние потока.

Впервые экспериментально установлены закономерности изменения характеристик водонефтяного потока в результате явления инверсии фаз и их зависимость от параметров ведения технологических процессов, что позволяет контролировать состояние потока в процессах перекачки.

Коэффициент гидравлического сопротивления, использующийся для оценки потерь давления на участках трубопровода, впервые введён, как критерий оценки состояния водонефтяного потока в процессах нефтегазодобычи, позволяющий комплексно оценить состояние водонефтяной смеси.

В результате исследований получены инженерные методики расчета характеристик водонефтяных смесей в стационарном и динамическом состоянии.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований позволяют контролировать состояние водонефтяной смеси в процессах нефтегазодобычи, обеспечивая стабильное ведение технологического режима, посредством определения коридора критических показателей обводнённости, вязкости

водонефтяного потока и диапазона изменения коэффициента гидравлического сопротивления без наступления явления инверсии фаз.

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались фундаментальные положения гидродинамики течения жидкости в трубопроводе, а так же законы коллоидной химии дисперсных систем, методы корреляционного анализа, аналитические и численные методы математического анализа, компьютерные программы вычислительной математики.

При выполнении экспериментальных расчётов использовались реальные данные о характеристиках водонефтяной смеси с Ванкорского месторождения.

В качестве информационной базы диссертационного исследования использованы фонды нормативной документации Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, материалы периодической печати, электронные базы данных и периодические электронные издания в сети Интернет.

На защиту выносятся:

1. Комплексный метод контроля состояния водонефтяной эмульсии в потоке и параметров технологического режима для повышения эффективности процессов нефтегазодобычи.

2. Модернизированная измерительная схема комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии.

3. Экспериментально полученные зависимости изменения характеристик водонефтяного потока в результате явления инверсии фаз от технологических параметров процессов добычи, перекачки и подготовки.

4. Структура и алгоритм расчета зависимости характеристик водонефтяного потока от технологических параметров процессов нефтегазодобычи.

Научная новизна работы:

1. Разработан новый комплексный метод контроля состояния водонефтяного потока и регулирования параметров технологического режима, отличающаяся от известных тем, что учитывает влияние явления инверсии фаз на реологию потока, в свою очередь это позволяет повысить эффективность управления процессами нефтегазодобычи.

2. Разработана новая схема контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии, в которой производится замер вязкости водной и нефтяной фаз как в отдельности, так и в эмульсии, позволяя комплексно контролировать состояние потока.

3. Впервые экспериментально установлены закономерности изменения характеристик водонефтяного потока в результате явления инверсии фаз и их зависимость от параметров ведения технологических процессов для контроля состояния потока в процессах перекачки.

4. Коэффициент гидравлического сопротивления, использующийся для оценки потерь давления на участках трубопровода, впервые введён, как критерий оценки состояния водонефтяного потока в процессах нефтегазодобычи, позволяющий комплексно оценить состояние водонефтяной смеси.

Степень достоверности и апробация результатов. Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, полученных лично автором, подтверждается удовлетворительной сходимостью теоретических и экспериментальных данных. Научные положения аргументированы, теоретические результаты работы и выводы подтверждены проведенными экспериментальными исследованиями и их математической обработкой, с использованием вычислительных компьютерных программ.

Основные результаты работы докладывались на:

1) XVII Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проспект Свободный -2021», г. Красноярск. 19-23 апреля 2021.

2) II Международной научно-практической конференции «NEW CHALLENGES IN NEW SCIENCE», г. Петрозаводск, 15 ноября 2021 года.

3) Региональной научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-Сервис» 2023 года, г.Красноярск, 13 марта 2023.

4) XIII Региональной научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-Ванкор», г. Красняорск, 24 марта 2023.

5) XIX Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проспект Свободный — 2023». 24-29 апреля 2023.

6) V Международной конференции и VIII Всероссийском молодёжном научном форуме «Наука будущего-наука молодых» 2023г. г.Орёл, 25-29 сентября

2023.

7) Форуме «Человек. Экономика. Технологии. Социум. HETS 2023» г.Красноярск, 28 сентября 2023.

8) XV Международном научно-техническом конгрессе студенческого отделения общества инженеров нефтегазовой промышленности Society of Petroleum Engineers (SPE) «ЗАПАДНО-СИБИРСКОМ НЕФТЕГАЗОВОМ КОНГРЕССЕ 2023». г.Тюмень, 08 декабря 20203

9) XVI Международной конференции УГТУ «Рассохинские чтения»

2024. г.Ухта, 2-4 февраля 2024.

10) Международной научно-технической конференции «Транспорт и хранение углеводородного сырья», г. Тюмень, ТИУ, 4-5 июня 2024 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 3 работы в изданиях ВАК, 5 работ в изданиях РИНЦ.

Личный вклад автора заключается в постановке, планировании и непосредственном проведении теоретических и экспериментальных работ, обобщении полученных результатов, подготовке научных статей.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ, СВЯЗАННЫХ С ВОЗНИКНОВЕНИЕМ ВЫСОКОВЯЗКИХ ЭМУЛЬСИЙ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

1.1 Анализ проблем, связанных с возникновением высоковязких эмульсий и методов контроля физико-химических свойств водонефтяного

потока в условиях добычи

Производственные технологии в значительной степени зависят от оперативной информации, получаемой от анализаторов и датчиков, которые контролируют технологический процесс. Результаты замеров свидетельствуют о состоянии добываемых полезных ископаемых позволяют выбрать оптимальные технологии переработки сырья.

Необходимость анализа состава и характеристик нефтегазоводяного потока в процессах добычи является одной из важнейших и первостепенных задач. К необходимым характеристикам потока, которые необходимо анализировать и контролировать относятся - содержание воды, дисперсность эмульсий, вязкость, плотность, содержание асфальтенов, смол и парафинов.

Проблемы измерения количества и физико-химических свойств (ФХС) извлеченной нефти из недр заключается в том, что скважинная жидкость содержит, часто, в больших количествах, газ и посторонние компоненты, образующий балласт (пластовая вода, соли и механические примеси). Количество газа и балласта в скважинной жидкости непостоянно, что приводит к нестабильности структуры и физических свойств газожидкостного потока. Точность определения количества товарной нефти зависит от точности измерения количества нефти, газа, воды и балласта в потоке. Применение расходомеров в практических условиях существенно отличаются от идеальных лабораторных.[1]

Согласно ГОСТ Р 8.1016-2022 [2] измерение количества нефти осуществляется системой измерения количества сырой нефти (СИКНС), представляющей собой совокупность функционально совмещенных средств измерений, систем обработки информации и технологических оборудование. В настоящее время существует два метода определения количества нефти в потоке с помощью СИКНС: метод прямого измерения массы с датчиками массового расхода; косвенный метод динамических измерений, при котором объем и плотность скважинной нефти измеряются с помощью датчиков объемного расхода и плотности нефти.

Масса нефти определяется как произведение измеренных объемов и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям (температура и давление).

Основное влияние на погрешность измерения СИКНС оказывает газ. Несмотря на то, что нефть поступает в СИКНС после предварительной дегазации на сепарационных установках, кубический метр скважинной нефти может

-5

содержать до 0,02 м газа, но его объемное содержание в СИКНС, как правило, не превышает 3%. На измерения газа влияет структура газожидкостного потока, которая часто меняется.

Промышленные анализаторы расхода гетерогенных многофазных флюидов - водогазонефтяных смесей, эмульсий и дисперсий практически нет, хотя определенные предпосылки к этому появились. Так, журнал «Chemical Engineering» [3] сообщил о создании в Imperial Colledge (Лондон) анализатор компонентного состава (на основе датчика гамма-излучения) и многофазный проточный смеситель. Консорциум Petrobras, Mobil, Total, Texaco создал прототип. Jiskoot Autocentral (Танбридж, США) лицензировала технологию и готова к серийному производству анализатора [4].

Измерения компонентного состава скважинной жидкости и ее плотности, требуемые по ГОСТ Р 8.1016-2022 в настоящее время осуществляются с помощью ряда физических методов.

Поточный контроль влагосодержания нефти на нефтепромыслах в настоящее время (при обводнении менее 50%) осуществляется с использованием

групповой замерной установки (ГЗУ). Наиболее распространенным является диэлькометрический метод, основанный на измерении электрической емкости смеси, например цифровым анализатором ЦВН-2С, а за рубежом AQUASYST WMC 5250Z (фирмы Endress+Hausser Ltd., Manchester) [4]. Он позволяет определять влажность нефти с точностью + 2-3 %, но ограничен диапазоном 0 -60 % влажности, поскольку при более высоких концентрация воды наступает инверсия фаз - переход от эмульсии типа вода в нефти к эмульсии типа нефть в воде. В то же время разработка скважин на поздних стадиях добычи нефти требует измерений в диапазоне 0 - 98 % влагосодержания [5-7].

Другим, использующим элекромагнитное поглощение, является способ фирмы AGAR Согрогайоп (Houston, Texas), реализованный в анализаторе AGAR 0W-101 в высокочастотной области (4 МГц) электромагнитного спектра [8]. Диапазон измерений по рекламному проспекту составляет 0-100%. Непрерывность диапазона измерений 0-100% достигается путем компьютерной "сшивки" градуировочной кривой в области инверсии фаз. Однако исследования [9], показали, что при концентрациях воды W = 60-80% погрешность достигает 30%.

Используя диэлектрические методы в СВЧ-диапазоне, выполненные с использованием прошедших или отраженных волн, резонаторов, волноводов и других методов, можно добиться значительного уменьшения влияния химического состава водонефтяного потока. Однако им присущи и недостатки диэлькометрических методов: появление дополнительной погрешности из-за влияния внешнего электрического поля на контролируемую среду; возможность электрического сбоя в измерительном датчике при повышенной влажности; изменение мощности, потребляемой генератором за счет изменения активного компонента контролируемой среды; необходимость компенсации одного из диэлектрических параметров (тангенса угла потерь или магнитной проницаемости) при определении другого параметра.

Ультразвуковые и кориолесовые анализаторы влажности требуют встраиваемые установки статических и динамических гомогенизаторов,

потребляющие большое количество текущей энергии. На практике, измерение сырой нефти происходит вручную, путем отбора проб в байпасе пропорционально расходу по стандарту - ISO 3171 [10].

Гамма- и микроволновые анализаторы, основываются на измерении плотности смеси и наиболее распространеные в западных странах, имеют такой существенный недостаток, как радиационное и микроволновое излучение, а также подвержены влиянию явления инверсии фаз.

Таким образом, анализаторов концентрации воды и нефти для всего диапазона 0-100% практически нет, не говоря уже об анализаторах скважинных флюидов, содержащих газовую составляющую.

При разработке месторождений нефти замеры дебитов нефти, газа и воды производят дважды в сутки - то, что добыто (оперативный учет скважинной жидкости СКЖ) и то, что продано/передано (коммерческий учет подготовленной нефти). По ГОСТ 8.016-2022 измерения СКЖ необходимы для расчета налога. Но замеры нужны и для слежения за величиной запасов, управления работой установок, оптимизации разработки месторождения.

Физико-химические свойства нефти определяются в лабораториях и эти данные обычно достоверны, но большая дискретность анализа не позволяют своевременно реагировать на изменения качества нефти. Особенно это проявляется при прохождении через узел учета малых партий нефти с разными свойствами от разных добывающих компаний. Поэтому возникает задача непрерывного контроля скважинной жидкости и сырой нефти с помощью малой автоматики, сочетающего в себе высокую точность лабораторного анализа с постоянством работы поточных анализаторов.

Существует метод измерения всего многофазного потока (МФП). Эта технология используется на буровых морских платформах и плавучих нефтекомплексах, позволяя производить транспортировку смешанных нефтепродуктов и СКЖ по единому подводному трубопроводу вместо нескольких (Devegowda, Scott) [11].

Наибольшего развития МФП- измерения нашли в многофазных расходомерах (МФР).

Имеющиеся в настоящее время многофазные расходомеры (МФР) делятся на три основные категории:

- устройства частичного разделения фаз;

- стационарные on-line расходомеры;

- виртуальные расходомеры.

1. Расходомеры частичного разделения фаз.

Их основа - компактный сепаратор для парциального разделения потока в первую очередь на газ и жидкую фазу, например с помощью сепараторов (цилиндрических циклонов) с тангенциальным ускорением (Igho, Scott)[12].

2. Стационарные расходомеры.

Производят без разделения фаз несколько замеров скоростей перемещения отдельных фаз. При этом используются подходящие математические модели и эмпирические корреляции для решения систем уравнений, возникающих в результате разных замеров. Эта методика является наиболее компактной, но дорогостоящей. Погрешности измерений расхода жидкости калиброванных расходомеров (ротамеров) составляет + 2 %, а скоростей потоков - в пределах + 5 % (Venkatachalam, Kandasamy) [13].

3. Виртуальные расходомеры.

Эта категория МФР появилась недавно и использует замеры давления и температуры для оценки расхода потока жидкости по моделям потов в трубопроводах. Данная методика еще не подвергалась тщательному анализу.

Флуктуационный метод в отечественной практике по-видимому показался наиболее теоретически и экспериментально разработанным в безсепарационном измерении и доведенным до стадии нефтепромысловых испытаний и внедрения.

Метод основан на измерении интенсивности флуктуаций какого-либо параметра потока - обычно плотности, зависящей от расхода потока. Если в двухфазном потоке выделить контрольное сечение или обьем между двумя

сечениями и измерять плотность в нем, то обнаруживаются флуктуации этой величины вокруг среднего значения.[14]

Для оперативного контроля дебита используют устьевые парциальные дебитомеры, основанные на измерении небольшой доли расхода, ответвляемой от основного потока - в байпас. Они обеспечивают разделение потока на одинаковые по расходу струи, позволяя измерять часть жидкости, отводимой в мерник. Это особенно важно при переходе на скважины с другими гидродинамическими и физико-химическими характеристиками.

Существуют расходомеры на основе метода ядерного магнитного резонанса.

4. ЯМР-расходомеры однокатушечной и двухкатушечной конструкции.

В однокатушечных ЯМР-расходомеров используется принцип зависимости амплитуды сигнала, резонансной частоты и фазы от скорости движения среды. Их преимуществом является - простота конструкции, надежность, отсутствие зависимости от вязкости и плотности среды. Они в наибольшей степени подходят для измерения многофазных жидкостей. В диапазоне скоростей 2-7 м/с точность однократного измерения составляет 2 - 2,5%.

Двухкатушечные конструкции ЯМР-расходомеров, предполагают два магнита (поляризирующий и анализирующий). Достигнутая точность однократного измерения-1%.

Сущность измерения скорости потока многофазного флюида по сигналу ЯМР заключается в том, что в условиях действия градиента магнитного поля, направленного вдоль потока и последующего преобразования сигнала в частотный спектр осуществляется путем возбуждения ядер только в части приемной катушки - в объеме слоя поперек сечения потока и характеризующегося малой толщиной по сравнению с толщиной рабочей зоны приемной катушки, при этом время регистрации, длину приемной катушки и проходное сечение трубопровода подбирают такими, чтобы за время регистрации сигнала при максимальной скорости фаз потока флюида этот слой не выходил за пределы рабочей зоны этой катушки.[15]

Для определения плотности нефти существует ряд способов: денситометрический метод, взвешивание на весах Вестфаля-Мора, пикнометрический метод, метод гидростатического взвешивания, метод взвешенных капель. Но все способы измерения плотности - лабораторные и не могут быть использованы для анализа потока. Измерение плотности/концентрации жидкостей, жидких смесей или многофазных жидкостей в режиме байпаса в непрерывном режиме может быть осуществлено с помощью измерителя плотности и концентрации DIMF 2.0 c HART (Bopp&Reuther Messtechnic GmbH), работающего по принципу вибратора с изогнутыми элементами. Измеритель обеспечивает непрерывное определение плотности, массового расхода, нормативные измерения. Кроме того, он может быть использован для контроля качества, наблюдения за составом сточных вод, опознания продуктов, управления дозировкой или добавками продуктов, химическими реакциями, в пенообразующих жидкостях или суспензиях.[16]

Для измерения вязкости в настоящее время применяются вискозиметры, основанные на следующих принципах: капиллярном с падающим шариком, ротационном и ультразвуковом. Надежные реологические данные можно получить с помощью ротационных и капиллярных вискозиметров. Результаты, полученные с помощью этих приборов, можно рассматривать как взаимно дополняющие друг друга. К числу серьезных недостатков ротационных вискозиметров относят возможность значительного тепловыделения из-за внутреннего трения в жидкости (~105 Дж/с-м3) при измерении при высоких напряжениях сдвига. Капиллярные вискозиметры лишены этого недостатка из-за непрерывного обновления жидкости в капилляре в процессе измерения. Скорость сдвига может быть точно определена. Конструкция капиллярных вискозиметров относительно проста, простым является и вспомогательное оборудование для контроля и измерения разности давлений и скорости (расхода жидкости) в капиллярной трубе известных размеров. Основная трудность заключается в необходимости введения поправки на общий измеренный перепад давления, гидростатический напор столба жидкости, находящейся над капиллярной

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Беляева Евдокия Петровна, 2024 год

7 Список использованных источников

1. Коныгин С.Б. Макроскопические свойства дисперсных систем/ Коныгин С.Б., Крючков Д.А. // Методическое пособие СГТУ: - Самара. -2017.-С. 4-6.

2. Кудинов В.А. Гидравлика / Кудинов В.А., Карташов Э.М. // Учебное пособие для вузов. - Москва - 2004. - С.115.

3. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефгш и газа - М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. - 296 с.

4. Медведев, В. Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах/ Медведев, В. Ф. - Москва: Недра, 1987. - 144с. - ISBN 51647494.

5. Тарасов М.Ю. Технологический расчет нефтегазосепарафионного оборудования с помощью корреляционных зависимостей вязкости водонефтяных эмульсий от плотности нефти / Тарасов М.Ю., Портнягина С.С. // Ргоонефть, - 2022г. - №2. - Т.7.

6. Ямалиев Б.А. Прикладная гидромеханика: Учебное пособие / Ямалиев Б.А., Ямалиева Л.Г.; КНИТУ - Нижнекамск, 2014. 89 с.

Приложение 2

Протокол №1 Заседания секции «Основное производство» научно-технического совета ООО «РН-Ванкор»

Тема: Экспертная оценка диссертационного исследования на соискание учёной степени кандидата технический наук Беляева Е.П. «Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом

состоянии»

УТВЕРЖДАЮ Первый генерального производству инжеАер—yv заместитель директора по - главный V B. Тихоновец / 1

Протокол Ыя' /£.г£2оЛ.г. Заседания Секции «Основное производство» научно-технического codctq ООО «РН Ванкор» Форма проведения:заочная

Тема: Экспертная оценка диссертационного исследования на соискание учёной степени кандидата технических наук Беляевой Е.П. «•Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии»

Председатель Секции НТС: Тихоновец a.b. - первый заместитель генерального директора по производству - главный инженер

Секретарь Секции НТС: Цыпленков c.b. - менеджер отдела по повышению эффективности и энергосбережению

Члены Секции НТС: Ф.И.О. Должность Ф.И.О. замещающего лица Должность замещающего лица

1. Ахметов Э.А. Начальник управления добычи нефти и газа

2. Войтов Р.Ю. Начальник управления подготовки и перекачки нефти

3. Борозин С.Ю. Начальник управления эксплуатации трубопроводов

4. Кудря К.Ю. Начальник отдела контроля качества

5. Арцыбашев И.Н.

Начальник отдела научно-технического развития и инноваций

Приглашены:

ПОВЕСТКА:

1. Рассмотрение доклада к диссертационному исследованию на соискание ученой степени кандидата технических наук Беляевой Е.П. «Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии»._

2. Экспертная оценка на предмет реализации метода контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии на нефтегазовых месторождениях.

3. Заключение о возможности его внедрения на нефтегазовых месторождениях.

СЛУШАЛИ:

Беляева Е.П.:

Технологические процессы нефтедобывающих предприятий, начиная с добычи, внутрипромысловой перекачки и подготовки нефти, заканчивая хранением нефти связаны с образованием высоковязких водонефтяных эмульсий.

На этапе добычи и внутрипромысловой перекачки высоковязкие эмульсии, образующиеся в потоке в трубопроводе, приводят к повышенным энергетическим затратам на перекачку и нагрузкам на оборудование из-за неравномерности потока, вследствие этого происходят вибрации по трубопроводу и явление кавитации.

Происходит усложнение процессов подготовки - включение дополнительного оборудования в технологический процесс, увеличение затрат на обработку деэмульгаторами. В результате образования промежуточных слоев, представленных множественными эмульсиями, в аппаратах подготовки наблюдаются неточные показатели расходомеров, плотномеров и влагомеров. Попадая в резервуары хранения нефти, промежуточные слои накапливаются на границе раздела фаз нефтяной и водной, и далее при зачистках приводят к увеличению нефтесодержащих отходов в виде нефтешлама резервуарного типа.

В начале процесса перекачки водонефтяной смеси со скважин по внутрипромысловому трубопроводу до объектов подготовки в потоке происходит перераспределение водной и нефтяной фаз. Это обусловлено давлением и температурой в трубопроводе, скоростью потока. Так как поток идет со скважин и далее смешивается на кустовых площадках, и только после этого по основным трубопроводам идёт на установки подготовки нефти, то в момент смешения потоков в коллекторе на кустовой площадке происходят резкие скачки по обводненности потока. Так как, обводнйнность скважин с одного куста может варьироваться в среднем до 70-80%.

Водонефтяные эмульсии, как все дисперсные системы обладают способностью к переходу фаз. Вследствие этого, эмульсия из типа «вода в нефти» может переходить в тип «нефть в воде» при определенном соотношении дисперсных фаз. Этот переход называется явлением инверсии - обращение фаз.

Каждый тип эмульсии характеризуется различиями в показателе вязкости, так как она зависит от содержания дисперсной фазы, т.е. той фазы, в которой диспергирована другая. ___

Для г ромы еловой перекачан лучший вариантом является прямой тип эмульсии - »нефть в воде", так как такой поток транспортируется при меньших энергетичес*и* нагрузка*,

Вследствие явления инверсии фаз происходит резкое увеличение вязкости потока, а затем через непродолжительное время её снижение, е результате этого могут наблюдаться вибраций в трубопроводе и явление кавитации,

В виду вышеизложенного существует потребность в разработке комплексного метода >юнгроля состояния водонефтяной смеси в динамическом состоянии.

Задачвй комплексного метода контроля вода наф-я ной смеси в динамическом состоянии является предотвращение возникновения явления инверсии фаз водонефтяной эмульсии в потоке в трубопроводе при осуществлении вну трип ром ысповой перекачкн.

Пс ста зленная задача решается за счёт того, что разработанный комплексный метод контроля включает в себя структуру и алгоритм расчета характеристик во до нефтяного потока в динамическом состоянии, который позволяет последовательна определить структуру водонефтяной смеси, тип водонефтяной смеси, её платность, вязкость смеси (в зависимости от структуры потока), среднюю скорость потока. гидродинамический режим течения потока {критерий Рейнольдса), коэффициент гидравлического сопротивления (в зависимости от величины критерия РейнОльдса).

Получение данных величин характеристик водонефтяной смеси осуществляется С помощью схемы контроля, включающей в себя измерительную установку с установленными расходомером гамма-измерителем многофазным на жидкостной линии и поточным ротационным вискозиметром на входе или на выходе иэ измерительной установки, после чего в устройстве обработки информации определяется момент наступления явления инверсии фаз. который характеризуется определённым диапазоном обводнённости, вязкости и гидродинамическим режимом, в котором наблюдается максимальный скачок коэффициента гидравлического сопротивления.

После проведённого расчета характеристик водонефтяной смеси, идущей со скважин & пол лектор, определяет«) в каком диапазоне вязкости и обводнённости происходит инверсия фаз. Об этом свидетельствует максимум величины когнрфициента гидравлического сопротивления, после которого наблюдается резкое падение вязкости. Его можно увидеть при графическом анализе зависимостей коэффициента гидравлического сопротивления от вязкости и обводнённоети потока.

С учётом этого факта регулируется обводнённость смешанных потоков водонефтяной смеси, идущей с добывающих скважин на кустовую площадку, путём перенаправления потоков для избирательного смешения, при котором величина итоговой обводнённости смешанного потока будет вне рассчитанного диапазона обводнённости, при котором наступает явление инверсии.

Так же. контроль перепадов обводнён не сти при смешении потоков возможно осуществлять регулированием скорости потока и рабочими параметрами насосного оборудования.

Заявленный способ комплексного метода нзнтроля водонефтяной смеси в динэмичес*ом состоянии позволяет учесть все характеристики потока, для предотвращения появления явления инверсии фаз, тем самым позволяя вести технологический процеОС Енутрип ромы еловой перекачки стабильно, без перепадов давления в трубопроводе и образования множественны* эмульсий в турбулентном ^дре потока, которые осложняют технологические процессы подготовки и хранения нефти в дальнейшем._

ВЫСТУПИЛИ:

Войтов Р.Ю.:

В аппаратах подготовки и при отстаивании нефти в резервуарнсм парке образовывается промежуточный слой, который представляет собой смесь вещонефтяных эмульсий высокой вязкости. Промежуточный слой отличается устойчивостью к разделению на фазы и накапливается в резервуарах хранения, В технологических процессах подготовки и деэмульсации нефти промежуточные слои приводят к

неточным показателям влагомеров и массомеров, а также к увеличению количества нефтешлама резервуарного типа, что увеличивает затраты на чистку резервуарного парка.

Предложенный метод контроля позволит снизить количество образования промежуточного слоя, в результате этого снизятся энергетические затраты на процесс подготовки нефти. Березин С.Ю.:

Для процесса внутрипромысловой перекачки возникновение вибрации трубопроводов, явление кавитации, являются актуальными проблемами, так как последствия этих явлений - гидроудары и неравномерное движение среды по трубопроводу, потери напора и снижение пропускной способности, постоянное воздействие кавитации может привести к выщерблению, сколам и прочим повреждениям внутренней поверхности трубопровода.

Контроль явления инверсии фаз в водонефтяном потоке, перекачиваемом по внутрипромысловому трубопроводу, позволит вести процесс перекачки стабильно, без потери эффективности и производительности, снизит риски порывов.

Арцыбашев И.Н.:

Актуальность диссертационного исследования подтверждаются тем, что задачи, которые решает разработанный метод контроля коррелируются с задачами Компании и Общества по повышению безопасности и эффективности технологических процессов. Ключевыми приоритетами Компании являются - снижение углеродного следа и воздействия на окружающую среду и увеличение эффективности производственных процессов.

Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии позволит сократить объемы утилизируемого нефтешлама и затраты на их утилизацию, а также снизить риски порывов трубопровода - это позволит уменьшить экологическую нагрузку на окружающую среду.

Комплексный метод контроля позволит контролировать характеристики водонефтяного потока, для стабильного ведения

Голосовали: Количество голосов:

"За" Единогласно

"Против" нет

"Воздержались" нет

РЕШИЛИ:

1. Диссертационное исследование на соискание ученой степени кандидата технических наук Беляевой Е.П. «Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состояния» является законченным научным исследованием, имеет перспективу внедрения в технологический процесс производства и рекомендуется к защите._

ОТВЕТСТВЕННЫЙ:

Участники совещания

СРОК:

Единовременно

2. Полученные результаты исследования оцениваются как релевантные и имеют научную и практическую ценность, раскрывают новые подходы в технологии нефтегазодобычи и рассматриваются как перспективные для внедрения. Участники совещания Единовременно

3. Обеспечить подписание оригинала протокола научно-технического совета Беляевой Е.П. Бе.шва Е.П. В точонис 7 рабочих дней после согласования в СЭД

Особое мнение: отсутствует.

Приложения: 1. Пояснительная записка.

2. Доклад на тему диссертационного исследования на соискание учёной степени кандидата технических наук Беляевой Евдокии Петровны «Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии».

3. Автореферат к диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук Беляевой Е.П. «Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии».

Контроль за исполнением протокола возложить на:

Первого заместителя генерального директора по производству - главного инженера

Секретарь секции «Основное производство» НТС

Менеджер отдела по повышению эффективности и энергосбережению

Инициатор заседания

Инженер-химик Испытательной (химико-аналитической)лаборатории №1 Отдела контроля качества

А.В. Тихоновец

С.В. Цыпленков

Е.П. Беляева

о

Приложение 3 (Обязательное)

Акт внедрения в учебный процесс

Т Директор по научной работе

ГЛОУ ВО «Сибирский :рх1ьный университет»

УТВЕРЖДАЮ:

Р.Л. Барышев 2024 г.

АКТ ВНЕДРЕНИЯ

резулыаюв диссертационного исследовании Беляевом Евдокии Петровны в учебный процесс Института нсфгн и i а $а Сибирского федерального университета

Результаты диссертационной работы Беляевой Е.Г1. ни тему «Комплексный метод контроля водонефтяной смеси в динамическом состоянии», внедрены в образовательный процесс кафедры «Топливообеспечеиие и горюче-смазочные материалы» и используются при проведении лекционных, практических и лабораторных занятий по дисциплинам: «Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов, газов», «Сооружения и технологическое оборудование объектов нефтспродуктообеспечения, нефтегазопроводы и технологическое оборудование».

Методическая и экспериментальная работа позволила повысить уровень подготовки студентов по выпускаемой специальности, усовершенствовать исследовательскую часть при выполнении лабораторных работ. Полученные результаты диссертационной работы Беляевой F..П. используются при выполнении курсовых и дипломных работ.

Завкафедрой «Топливообсспсчсние , ^ V

и горюче-смазочные материалы» ^ ' /I

Д.Т.Н., профессор Ю Н. Безбородое

Приложение 4

Экспериментальные данные по расчёту характеристик водонефтяных потоков Ванкорского нефтегазового

месторождения

Результаты расчетов характеристик водонефтяного смешанного потока с кустов № 5БИС и №5.

Дата Плотност ь нефти в потоке, кг/м3 Плотност ь воды в потоке. кг/м3 Плотност ь смеси, кг/м3 Объёмна я доля нефти Объёмна я доля воды Истинна я объёмна я доля нефти Истинна я объёмна я доля нводы Приведённа я скорость потока, м/с Скорость нефти приведённа я, м/с Средняя скорость течения смеси м3/с Критерий Рейнольдс а Коэффициент гидродинамичсеко го сопротивления

24.04.23 836,0 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 255 0,174

25.04.23 836,0 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 255 0,174

26.04.23 836,0 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 255 0,174

27.04.23 835,9 1010,5 962,9 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,173

28.04.23 835,9 1010,5 962,9 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,173

29.04.23 835,9 1010,5 962,9 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,173

30.04.23 835,9 1010,5 962,9 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,173

01.05.23 835,8 1010,5 962,9 0,26 0,74 0,26 0,74 0,38 0,12 0,47 254 0,173

02.05.23 835,8 1010,5 962,9 0,26 0,74 0,26 0,74 0,38 0,12 0,47 254 0,173

03.05.23 835,8 1010,5 962,9 0,26 0,74 0,26 0,74 0,38 0,12 0,47 254 0,173

04.05.23 836,0 1010,5 963,0 0,26 0,74 0,26 0,74 0,37 0,12 0,46 249 0,172

05.05.23 836,1 1010,5 963,0 0,26 0,74 0,25 0,75 0,36 0,12 0,46 246 0,172

06.05.23 836,1 1010,5 963,0 0,26 0,74 0,25 0,75 0,36 0,12 0,46 246 0,172

07.05.23 836,5 1010,4 963,1 0,26 0,74 0,25 0,75 0,36 0,12 0,45 242 0,172

08.05.23 836,3 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,44 236 0,171

09.05.23 836,3 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,44 236 0,171

10.05.23 836,3 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,44 236 0,171

11.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,44 236 0,171

12.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,44 236 0,171

13.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,44 236 0,170

14.05.23 836,3 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,43 233 0,171

15.05.23 836,5 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,25 0,75 0,35 0,12 0,44 236 0,172

16.05.23 836,5 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,25 0,75 0,35 0,12 0,44 236 0,172

17.05.23 836,5 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,25 0,75 0,35 0,12 0,44 236 0,172

18.05.23 836,6 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,25 0,75 0,35 0,12 0,44 235 0,171

19.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,26 0,74 0,24 0,76 0,35 0,11 0,43 232 0,171

20.05.23 836,5 1010,5 963,1 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 236 0,172

21.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 236 0,172

22.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 236 0,172

23.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 236 0,172

24.05.23 836,4 1010,5 963,1 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 236 0,172

25.05.23 836,8 1010,5 963,2 0,27 0,73 0,25 0,75 0,35 0,12 0,44 235 0,171

26.05.23 836,9 1010,5 963,2 0,27 0,73 0,25 0,75 0,35 0,12 0,44 236 0,171

27.05.23 836,8 1010,5 963,2 0,27 0,73 0,25 0,75 0,35 0,12 0,44 236 0,171

28.05.23 836,8 1010,5 963,2 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 238 0,172

29.05.23 836,8 1010,5 963,2 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 238 0,172

30.05.23 836,8 1010,5 963,2 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 238 0,172

31.05.23 836,8 1010,5 963,2 0,28 0,72 0,26 0,74 0,35 0,12 0,44 238 0,172

01.06.23 836,6 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,26 0,74 0,38 0,13 0,47 253 0,173

02.06.23 836,6 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,26 0,74 0,38 0,13 0,47 253 0,173

03.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,48 257 0,174

04.06.23 836,2 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,48 257 0,174

05.06.23 835,7 1010,5 962,9 0,26 0,74 0,25 0,75 0,38 0,12 0,46 250 0,172

06.06.23 836,1 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,48 257 0,174

07.06.23 836,0 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,28 0,72 0,38 0,13 0,48 257 0,174

08.06.23 836,0 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,28 0,72 0,38 0,13 0,48 257 0,174

09.06.23 836,0 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,48 257 0,174

10.06.23 836,1 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,48 256 0,174

11.06.23 836,2 1010,5 963,0 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,48 256 0,174

12.06.23 836,2 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,48 256 0,174

13.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 255 0,174

14.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 255 0,174

15.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 255 0,174

16.06.23 836,2 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 255 0,174

17.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,174

18.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,174

19.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,174

20.06.23 836,2 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 254 0,174

21.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 252 0,174

22.06.23 836,3 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,27 0,73 0,38 0,13 0,47 252 0,174

23.06.23 836,4 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,26 0,74 0,37 0,13 0,46 246 0,173

24.06.23 836,4 1010,5 963,1 0,27 0,73 0,26 0,74 0,37 0,13 0,46 246 0,173

Анализ расчета характеристик водонефтяного потока с кустов

№ 5БИС и № 5.

Рисунок 1 - Корреляционная зависимость величины коэффициента гидравлического сопротивления от вязкости потока с кустов№ 5БИС и №5

Рисунок 2 - Корреляционная зависимость величины коэффициента гидравлического сопротивления от средней скорости течения потока

Результаты расчетов характеристик водонефтяного смешанного потока с куста № 107

Дата Плотность нефти в потоке, кг/м3 Плотность воды в потоке. кг/м3 Плотность смеси, кг/м3 Объёмная доля нефти Объёмная доля воды Средняя скорость течения смеси м3/с Критерий Рейнольдса Коэффициент гидравлического сопротивления Вязкость водонефтяной смеси, сПз

24.04.23 880,6 1010,6 961,0 0,38 0,62 0,78 239 0,0475 0,6528

25.04.23 880,3 1010,6 961,4 0,38 0,62 0,78 261 0,0463 0,5980

26.04.23 880,0 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,78 285 0,0452 0,5470

27.04.23 880,0 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,78 285 0,0452 0,5470

28.04.23 879,9 1010,6 962,3 0,37 0,63 0,77 304 0,0443 0,5102

29.04.23 879,9 1010,6 962,3 0,37 0,63 0,77 304 0,0443 0,5102

30.04.23 881,0 1010,6 963,6 0,36 0,64 0,77 328 0,0433 0,4736

01.05.23 881,2 1010,6 963,8 0,36 0,64 0,77 333 0,0431 0,4658

02.05.23 878,9 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,79 319 0,0438 0,4958

03.05.23 878,9 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,79 319 0,0438 0,4958

04.05.23 878,9 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,79 319 0,0438 0,4958

05.05.23 878,9 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,79 319 0,0438 0,4958

06.05.23 878,9 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,79 319 0,0438 0,4958

07.05.23 878,9 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,79 319 0,0438 0,4958

08.05.23 879,0 1010,6 961,8 0,37 0,63 0,78 313 0,0441 0,5033

09.05.23 878,9 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,78 309 0,0442 0,5052

10.05.23 878,9 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,78 309 0,0442 0,5052

11.05.23 878,9 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,78 309 0,0442 0,5052

12.05.23 878,9 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,78 309 0,0442 0,5052

13.05.23 878,8 1010,6 961,6 0,37 0,63 0,77 306 0,0443 0,5092

14.05.23 878,8 1010,6 961,6 0,37 0,63 0,77 306 0,0443 0,5092

15.05.23 878,7 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,77 314 0,0440 0,4965

Дата Плотность нефти в потоке, кг/м3 Плотность воды в потоке. кг/м3 Плотность смеси, кг/м3 Объёмная доля нефти Объёмная доля воды Средняя скорость течения смеси м3/с Критерий Рейнольдса Коэффициент гидравлического сопротивления Вязкость водонефтяной смеси, сПз

16.05.23 878,7 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,77 314 0,0440 0,4965

17.05.23 878,7 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,77 314 0,0440 0,4965

18.05.23 878,7 1010,6 961,7 0,37 0,63 0,77 314 0,0440 0,4965

19.05.23 878,7 1010,6 961,8 0,37 0,63 0,77 318 0,0439 0,4902

20.05.23 878,5 1010,6 961,5 0,37 0,63 0,77 313 0,0441 0,4978

21.05.23 880,5 1010,6 963,3 0,36 0,64 0,76 327 0,0434 0,4696

22.05.23 880,4 1010,6 963,2 0,36 0,64 0,76 324 0,0435 0,4739

23.05.23 880,7 1010,6 963,6 0,36 0,64 0,76 333 0,0431 0,4600

24.05.23 880,7 1010,6 963,5 0,36 0,64 0,76 329 0,0433 0,4656

25.05.23 880,7 1010,6 963,5 0,36 0,64 0,76 329 0,0433 0,4656

26.05.23 880,4 1010,6 963,1 0,36 0,64 0,76 320 0,0436 0,4790

27.05.23 879,9 1010,6 962,5 0,37 0,63 0,76 309 0,0441 0,4953

28.05.23 879,7 1010,6 962,4 0,37 0,63 0,77 312 0,0440 0,4952

29.05.23 880,2 1010,6 962,0 0,37 0,63 0,77 283 0,0452 0,5490

30.05.23 888,5 1010,6 969,1 0,34 0,66 0,73 344 0,0422 0,4297

31.05.23 880,7 1010,6 962,6 0,37 0,63 0,77 293 0,0448 0,5315

01.06.23 889,1 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,73 356 0,0417 0,4151

02.06.23 889,1 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,73 356 0,0417 0,4151

03.06.23 889,1 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,73 356 0,0417 0,4151

04.06.23 889,1 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,73 356 0,0417 0,4151

05.06.23 889,1 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,73 356 0,0417 0,4151

06.06.23 888,8 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,74 377 0,0411 0,3964

07.06.23 888,8 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,74 377 0,0411 0,3964

Дата Плотность нефти в потоке, кг/м3 Плотность воды в потоке. кг/м3 Плотность смеси, кг/м3 Объёмная доля нефти Объёмная доля воды Средняя скорость течения смеси м3/с Критерий Рейнольдса Коэффициент гидравлического сопротивления Вязкость водонефтяной смеси, сПз

08.06.23 888,8 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,74 377 0,0411 0,3964

09.06.23 888,8 1010,6 969,7 0,34 0,66 0,74 378 0,0411 0,3965

10.06.23 888,7 1010,6 969,6 0,34 0,66 0,74 374 0,0412 0,3999

11.06.23 888,2 1010,6 969,2 0,34 0,66 0,74 365 0,0415 0,4104

12.06.23 888,2 1010,6 969,2 0,34 0,66 0,74 365 0,0415 0,4104

13.06.23 888,2 1010,6 969,2 0,34 0,66 0,74 365 0,0415 0,4104

14.06.23 888,2 1010,6 969,2 0,34 0,66 0,74 365 0,0415 0,4104

15.06.23 888,4 1010,6 969,3 0,34 0,66 0,74 368 0,0414 0,4067

16.06.23 879,8 1010,6 962,8 0,37 0,63 0,79 335 0,0432 0,4775

17.06.23 879,5 1010,6 962,7 0,37 0,63 0,80 343 0,0429 0,4668

18.06.23 879,5 1010,6 962,7 0,37 0,63 0,80 343 0,0429 0,4668

19.06.23 879,5 1010,6 962,7 0,37 0,63 0,80 343 0,0429 0,4668

20.06.23 878,9 1010,6 961,9 0,37 0,63 0,80 327 0,0435 0,4891

21.06.23 879,0 1010,6 961,8 0,37 0,63 0,79 320 0,0438 0,4984

22.06.23 879,0 1010,6 961,8 0,37 0,63 0,79 320 0,0438 0,4984

23.06.23 879,0 1010,6 961,8 0,37 0,63 0,79 320 0,0438 0,4984

24.06.23 878,8 1010,6 961,8 0,37 0,63 0,80 326 0,0436 0,4916

Анализ расчета характеристик водонефтяного потока с куста № 107

Рисунок 3 - Корреляционная зависимость величины коэффициента гидравлического сопротивления от вязкости потока с куста № 107

Рисунок 4 - Корреляционная зависимость величины коэффициента гидравлического сопротивления от средней скорости течения потока с куста

№ 107

Результаты расчетов, для определения момента наступления явления

инверсии фаз

Рисунок 5 - Изменение вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления от объёмной доли воды в потоке с куста №107

Рисунок 6 - Изменение коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от изменения объёмной доли воды в потоке

Падение давления в трубопроводе,™Па

Динамическая вязкость потока, сПз

Падение давления в трубопроводе

Рисунок 7 - Графическая зависимость падения давления в трубопроводе от вязкости потока, сПз

172

Приложение 5

ПАТЕНТ НА ИЗОБРЕТЕНИЕ № 2820792 «СПОСОБ КОМПЛЕКСНОГО КОНТРОЛЯ ХАРАКТЕРИСТИК ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В ДИНАМИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ»