Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Гумеров, Кирилл Олегович

• Гумеров, Кирилл Олегович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Гумеров, Кирилл Олегович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВЯЗКИХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СКВАЖИНАХ

1.1 Осложнения при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами

1.2 Образование вязких водонефтяных эмульсий в скважинах

1.3 Проблема определения свойств водонефтяных эмульсий

1.4 Пути решения проблемы образования вязких водонефтяных эмульсий при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами

1.5 Влияние поверхностно-активных веществ на образование и разрушение

водонефтяных эмульсий

Выводы по первой главе

ГЛАВА 2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

2.1 Исследования состава и физико-химических свойств пластовых флюидов для условий эксплуатации погружных электроцентробежных насосов

2.2 Исследование влияния состава и условий образования водонефтяных эмульсий на их физико-химические свойства

2.2.1 Определение условий формирования водонефтяных эмульсий и их дисперсность

2.2.2 Определение устойчивости эмульсий

2.2.3 Исследование реологических свойств водонефтяных эмульсий

2.3 Исследование состояния органических структурообразующих компонентов в нефти при изменении термобарических условий

2.3.1 Исследование процесса кристаллизации парафина при изобарическом снижении температуры

2.3.2 Исследование процесса формирования частиц асфальтенов при

изотермическом снижении давления

Выводы по второй главе

ГЛАВА 3 МОДЕЛИРОВАНИЕ УСЛОВИЙ РАБОТЫ, ПОЛУЧЕНИЕ НАПОРНО-РАСХОДНЫХ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПРИ ОТКАЧКЕ ВЯЗКИХ СМЕСЕЙ

3.1 Методика проведения исследований

3.2 Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на напорно-расходную характеристику работы электроцентробежного насоса

3.3 Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на энергетическую характеристику работы электроцентробежного насоса

3.4 Оценка погрешностей при проведении измерений

Выводы по третьей главе

ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ

4.1 Определение диффузионных свойств деэмульгаторов

4.2 Определение коэффициента флокуляции асфальтенов

4.3 Исследование влияния поверхностно-активных веществ на вязкостные

параметры водонефтяных эмульсий

Выводы по четвертой главе

ГЛАВА 5 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

ВНУТРИСКВАЖИННОЙ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ

Выводы по пятой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований

Для нефтегазовых месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, на современном этапе развития характерна тенденция уменьшения объемов добычи нефти и увеличение обводненности продукции скважин. Поскольку более 90% нефти добывается с помощью механизированного способа -насосными установками, то остро встает вопрос об обеспечении работы скважинного оборудования с высокими эксплуатационными показателями. В Российской Федерации около 35% всех нефтяных скважин оснащены установками погружных электроцентробежных насосов, при этом на их долю приходится основной объем добычи нефти (более 65%). Поэтому повышение эффективности эксплуатации таких скважин электроцентробежными насосами (ЭЦП) с учетом технологических и энергетических показателей в заданных условиях становится актуальной проблемой. В данной работе объектами исследований являлись скважины нефтяных месторождений Башкортостана, эксплуатация которых осложнена образованием водонефтяных эмульсий.

Необходимыми условиями для повышения эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами являются изучение физической сущности явлений, происходящих в процессе подъема пластовых жидкостей и выбор технологий, позволяющих снизить негативное влияние водонефтяных смесей на работу насосного оборудования.

Несмотря на важность вопроса и достаточно большое число публикаций, посвященных исследованиям свойств водонефтяных эмульсий, лишь в некоторых источниках содержатся сведения о свойствах эмульсий, образующихся в элементах скважины и погружного насосного оборудования. В большинстве же случаев свойства промысловых водонефтяных эмульсий остаются не определенными, и исследователи сразу переходят к определению свойств эмульсий после их обработки поверхностно-активными веществами (ПАВ) или физическими методами.

Проблеме повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами посвящено множество научных исследований таких ученых как Ш.Р. Лгеев, A.A. Богданов, Д.Ф. Бапденко, М.Д. Валеев, A.M. Дроздов, Ю.В. Зейгмаи, А.Н. Каплан, П.Д. Ляпков, В.П. Максимов, И.Т. Мищенко, Г.Н. Позднышев, Н.Р. Рабинович, П.А. Ребиндер, Р.З. Сахабутдинов, В.А. Сахаров, В.П. Тронов, D. Dan, G. Jing, A.R. Hasan и др.

Целью диссертационной работы является обоснование технологических решений по эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий.

Идея работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий обеспечивается использованием полученных эмпирических зависимостей технологических и энергетических показателей работы насосов от реологических параметров перекачиваемой среды, а также использованием разработанной технологии внутрискважинной деэмульсации.

Задачи исследований

1. Оценка влияния условий подъема и физико-химических свойств продукции скважин на эффективность работы установок электроцентробежных насосов. Выявление особенностей образования водонефтяных эмульсий в скважинах, оборудованных установками ЭЦН.

2. Моделирование условий подъема продукции скважин при эксплуатации электроцентробежными насосами.

3. Экспериментальные исследования физико-химических и реологических свойств водонефтяных эмульсий для различных условий эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Исследование влияния органических высокомолекулярных компонентов нефти на образование водонефтяных эмульсий.

4. Исследование деэмульгирующей способности поверхностно-активных веществ при воздействии на водонефтяные эмульсии.

5. Промысловые исследования технологий повышения эффективности эксплуатации ЭЦН с помощью воздействия деэмульгатора на продукцию скважин у приема погружного насоса, а также частотного регулирования электропривода насоса.

Методика исследований заключалась в анализе проблем эксплуатации скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов, в продукции которых образуются устойчивые водонефтяные эмульсии. Поставленные задачи решались путем лабораторных и промысловых исследований. Экспериментальные исследования проведены на сертифицированном оборудовании по стандартным методикам.

Научная новизна работы

1. Получены зависимости технологических и энергетических показателей работы установок электроцентробежных насосов от вязкости перекачиваемой среды.

2. Определены термобарические условия образования твердых частиц высокомолекулярных компонентов нефти (парафинов и асфальтенов), участвующих в формировании бронирующей оболочки водонефтяных эмульсий.

3. Установлено пептизирующее действие неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), представляющего собой продукт синтеза блоксополимеров окисей этилена, пропилена и толуилендиизоцианата с добавлением кокамидопропилбетаина, на асфальтены нефти.

Защищаемые научные положения

1. Установленные зависимости технологических и энергетических характеристик электроцентробежных насосов от вязкости перекачиваемой среды позволяют оптимизировать режимы их работы.

2. Применение неионогенного поверхностно-активного вещества, представляющего собой продукт синтеза блоксополимеров окисей этилена, пропилена и толуилендиизоцианата с добавлением кокамидопропилбетаина, путем дозирования на прием погружного электроцентробежного насоса обеспечивает

снижение интенсивности образования вязких водонефтяных эмульсий, тем самым обеспечивает улучшение показателей работы насоса.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований с использованием современного высокоточного оборудования, и подтверждается высокой степенью сходимости расчетных величин с фактическими данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы

1. Разработан комплекс технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий, включающий в себя технологию внутрискважинной деэмульсации с дозированием на прием ЭЦН реагента-деэмульгатора, а также использование частотного регулирования режима работы насоса.

2. Предложена усовершенствованная методика подбора оборудования и режима работы ЭЦН в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий, основанная на использовании полученных корректировочных коэффициентов для пересчета напорно-расходных и энергетических характеристик насосов.

3. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в профильных высших учебных заведениях при чтении лекций по дисциплинам «Нефтегазопромысловое оборудование», «Эксплуатация скважин в осложненных условиях», «Скважинная добыча нефти», «Технология и техника добычи нефти» студентам направления «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на международных и региональных научно-практических конференциях и семинарах, в т.ч. на V международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2012 г.), международном семинаре «Неныотоновские системы в нефтегазовой отрасли» (г. Уфа, 2012 г.),

международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложнённых условиях и Арктике (г. Москва, 2013г.), международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2014» (г. Москва, 2014 г.), международной научно-практической конференции «Науки о Земле: Современное состояние и приоритеты развития» (г. Тюмень, 2014 г.), международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле -2014» (г. Уфа, 2014 г.) и др.

Исследования были поддержаны персональным грантом Правительства Санкт-Петербурга.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации, 1 статья в журнале, входящем в БД SCOPUS, 1 статья в журнале из базы данных РИНЦ и 5 тезисов докладов в сборниках трудов научных конференций.

Личный вклад автора

Выполнен анализ результатов ранее опубликованных работ по теме диссертации; сформулированы цели и задачи исследований; проведен комплекс исследований физико-химических свойств водонефтяных эмульсий, а так же оценено влияние поверхностно-активных веществ на их свойства; проведены исследования по оценке напорно-расходных и энергетических характеристик ЭЦН в условиях откачки вязких смесей; выполнена обработка и интерпретация полученных результатов; сформулированы основные защищаемые положения и выводы.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения и списка литературы, включающего 108 наименований. Материал диссертации изложен на 136 страницах машинописного текста, включает 29 таблиц, 65 рисунков.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВЯЗКИХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СКВАЖИНАХ 1.1 Осложнения при эксплуатации скважин элсктроцснтробежньши

насосами

Современный этап развития нефтегазовой промышленности характеризуется постепенным снижением темпа добычи нефти, ростом обводненности продукции, что, в свою очередь, оказывает существенное влияние на технологические параметры применяемого глубинно-насосного оборудования, снижая его эффективность и надежность.

Одним из объектов исследования диссертационной работы является Арланское нефтяное месторождение, которое расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Основным способом эксплуатации скважин на данном месторождении является насосная добыча.

Причины осложнений при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) условно можно разделить на две группы. В первую группу входят аспекты, связанные с физико-химическими свойствами пластового флюида - газ, вода, отложение солей и парафина, наличие механических примесей. Вторую группу составляют осложнения, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН-диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина подвески, исполнение узлов и деталей УЭЦН [1].

В зависимости от того, какое воздействие они оказывают на технико-экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положительным и с отрицательным действием [2].

В статье Вахитова Т.М. [3] приводится диаграмма, в которой отражена последовательность распределения осложненного фонда скважин (рисунок 1.1).

ОСЛОЖНЕНИЯ В ДОБЫЧ! НЕФТИ

f

4

Т

I

Фонд скважин, осложненный АС110

Фонд скважин, осложненный

неороническими солями и осадками сложною сскма&а

Коррозионный фонд

1

Фонд скважин, осложненный ВВЭ

Рисунок 1.1 - Диаграмма распределения осложненного фонда скважин [3] Анализ фонда скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов на Арланском месторождении, показал, что проблема эмульсеобразования является одной из основных на данном объекте (рисунок 1.2). Наблюдается тенденция к росту количества скважин с образованием высоковязких водонефтяных смесей при подъеме продукции скважин на поверхность.

Способность к образованию эмульсий во многом определяется обводненностью продукции скважин [4,5]. Поскольку электроцентробежный насос является одним из лучших диспергаторов, то в процессе прохождения жидкости через рабочие ступени возможно образование эмульсий, вязкость которых может повышаться в сотни и тысячи раз по сравнению с безводной нефтью. Авторами [6,7,8] отмечено, что увеличение вязкости продукции скважин может существенно снижать их межремонтный период (МРП), по сравнению с безводной эксплуатацией.

В работах [9,10,11] установлено, что при средней обводненности продукции добывающей скважины - 75% насосное оборудование работает с предельной нагрузкой, по причине повышенной вязкости водонефтяной смеси.

Рисунок 1.2 - Динамика выявленных осложнений на фонде скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (Арланское нефтяное месторождение, республика Башкортостан) Помимо количественного содержания в продукции скважин воды важную роль играет ее состав. Известно, что высокоминерализованная пластовая вода обладает сильной коррозионной активностью и способствует солеотложению в органах насоса. Если к этим факторам добавляется низкое забойное давление, то происходит активное солеотложение в рабочих органах насоса. В статье Кузнецова В.П. [12] показано, что коррозия УЭЦН в 85% случаев наблюдается там, где обводненность продукции скважин превышает 45%, а подача насоса - более 40 м3/сут. Это показывает, что при условиях, провоцирующих образование эмульсий, так же остро встает проблема появления коррозионной активности. Данный факт отмечается и в статье Даминова A.A. [13] о коррозионных поражениях подземного оборудования добывающих скважин. В ней автор делает

вывод, что высокая скорость коррозии и низкая наработка на отказ погружных электродвигателей (ПЭД) вызваны взаимным влиянием целого комплекса взаимосвязанных причин, среди которых по значимости выделяются три: высокая скорость газожидкостной смеси (ГЖС); высокий газовый фактор и высокая обводненность. Тем не менее необходимо отметить, что углекислотная коррозия со значительными скоростями может наблюдаться даже в скважинах, где содержание воды в продукции составляет около 1%.

При добыче нефти ее постоянным спутником является газ, который при попадании в рабочие ступени насоса образует газовые каверны, величина которых соизмерима с размерами канала ступени. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса и как результат к ухудшению рабочих характеристик насоса и срыву подачи. Большой вклад в работу по данному направлению внес А.Н. Дроздов. В его работах [14,15,16,17] отмечается, что определяющим фактором в возникновении каверн в ступенях ЭЦН при откачке ГЖС является не совместное действие центробежных и кориолисовых сил, а отрыв потока от поверхности лопастей и образование при этом застойных зон, в которых впоследствии при увеличении газосодержания и формируются газовые каверны. Также им была выдвинута гипотеза о причине уменьшения вредного влияния свободного газа на работу насоса с ростом давления у входа, согласно которой увеличение давления приводит к улучшению характеристики насоса, причем влияние давления сильнее всего сказывается в интервале 0,1 - 0,6 МПа, и в дальнейшем степень его влияния уменьшается.

В добываемой жидкости находятся различные механические примеси. Это могут быть продукты разрушения пласта и механические примеси, принесенные с поверхности при ремонтах скважин. Мелкие частицы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес. В работах [18,19] рассматривается влияние загрязненности жидкости абразивными частицами на МРП скважин. Авторами показано, что не только размер, но также тип и форма абразива оказывают существенное влияние на интенсивность изнашивания материалов ЭЦН. Помимо истирания рабочих органов ступеней

электроцентробежных насосов механическими примесями, эти частицы участвуют в процессах формирования бронирующих слоев водонефтяных эмульсий.

К другой группе факторов, влияющих на работу УЭЦН, относятся осложнения, связанные с конструкцией скважины, а также с компоновкой насосного агрегата. Рассмотрим некоторые из них.

При эксплуатации наклонных скважин при помощи УЭЦН появляется проблема искривления ротора, что приводит к повышению вибрационного воздействия. Повышенные виброперемещения вызывают знакопеременные напряжения в области соединения узлов УЭЦН между собой и с НКТ, стимулируя их разрушение в месте соединения. Так в работе [20] авторы пришли к выводу, что большое количество отказов УЭЦН в работе происходит из-за усталостного разрушения материала шпилек, соединяющих фланцевые соединения секций насоса. Кроме искривления ротора причинами вибраций может стать изменение геометрических параметров рабочих колес вследствие износа.

Для защиты кабеля при спуско-подъемных работах применяют центраторы. Но, к сожалению, и они обладают рядом недостатков. Установка центраторов производится на НКТ через каждые 30 метров, при этом собственная вибрация насоса передается практически на всю длину эксплуатационной колонны. В результате цементный камень за обсадной колонной, под действием вибрации, разрушается.

Усугубляет ситуацию тот факт, что осложнения не встречаются по отдельности. Чаще всего эксплуатируемые скважины имеют целый набор осложнений, которые снижают эффективность работы УЭЦН. Один вид осложнения может привести к появлению новых проблем при эксплуатации. Так же необходимо отметить, что неуклонный рост добывающих скважин, оборудованных установками ЭЦН, а также выход месторождений на позднюю стадию разработки заставляет все чаще сталкиваться с описанными выше проблемами.

1.2 Образование вязких водонефтяных эмульсий в скважинах

Попадая в рабочие органы погружных электроцентробежных насосов, нефть с водой интенсивно перемешивается, что приводит к образованию новой структуры - эмульсии, отличной по свойствам от исходных компонентов. Эмульсии являются термодинамически неустойчивыми дисперсными системами, состоящими из двух взаимно нерастворимых жидкостей различной полярности, в которых внешняя фаза образует дисперсионную среду, а другая диспергированная в ней жидкость является дисперсной фазой.

Существует несколько общепринятых классификаций эмульсий, предложенных российскими и зарубежными исследователями. Авторами [21,22] предложена классификация по характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды, согласно которой эмульсии принято разделять на три группы:

1. Эмульсии первого рода (прямого типа) - нефть в воде.

2. Эмульсии второго рода {обратного типа) - вода в нефти.

3. «Множественная» эмульсия. Данный тип структуры характерен для обратных эмульсий, содержащих включения прямых эмульсий и наоборот. Как правило, такие эмульсии характеризуются повышенным содержанием механических примесей.

Зарубежными авторами [23,24] предложена прямо противоположная классификация, согласно которой эмульсии воды в нефти принято считать прямыми эмульсиями, а нефти в воде - обратными.

Также эмульсии различают на монодисперсные, когда все глобулы воды имеют один и тот же размер, и полидисперсные - глобулы воды разных размеров.

При эксплуатации скважин насосными установками, где происходит наиболее интенсивное перемешивание, чаще всего приходится иметь дело с полидисперсными эмульсиями обратного типа [25,26,27]. Такие структуры чаще всего образуются при обводненности продукции скважин 30-80 % и обладают повышенными значениями вязкости и устойчивости. Для понимания причины проявления аномальных свойств эмульсий далее будет рассмотрен процесс их формирования.

В процессе эмульгирования дисперсной фазы в дисперсионной среде одновременно протекают два диаметрально противоположных процесса: диспергирование (разделение) и коалесценция (слияние). Процесс диспергирования внутренней фазы при получении эмульсий заключается в объемной деформации больших сферических капель при значительных скоростях турбулентного режима течения в цилиндры. При больших критических размерах цилиндра он самопроизвольно распадается на большую и малую капли, что термодинамически выгодно, так как свободная энергия его больше, чем сумма свободных энергий большой и малой капель [28,29,30]. Таким образом, в результате данного процесса происходит увеличение межфазной поверхности.

После завершения процесса диспергирования полученная эмульсия из-за избыточной свободной энергии, связанной с большой межфазной поверхностью, стремится к коалесценции, т.е. сокращению этой поверхности. Поэтому все эмульсии как прямого, так и обратного типа - системы термодинамически неустойчивые, стремящиеся к разделению на отдельные фазы.

В работах [30,31,32,33,34,35] авторами установлено, что на устойчивость эмульсий обратного типа оказывает влияние структурно-механический барьер, который образуется на границе раздела фаз при помощи природных стабилизаторов. К основным таким стабилизаторам относятся асфальтосмолистые вещества, комплексы порфиринов, церезины. Кроме того, в формировании стабилизирующего слоя участвуют твердые частицы песка, продуктов коррозии, солей, гидрооксидов, которые содержатся в высокодисперсном состоянии в нефти или пластовой воде. Данные вещества адсорбируются на границе раздела фаз, образуя структурированные молекулярные слои, и тем самым препятствуют контакту и коалесценции диспергированных глобул воды.

В зависимости от массового соотношения (Смолы + Асфальтены)/Парафины, стабилизаторы нефтяных эмульсий подразделяются на три типа [36,37]:

1. Асфальтеновый ((С+А) / П > 1);

2. Парафиновый ((С+А) / П < 1);

3. Смешанный ((С+А) / П в диапазоне от 0,8 до 1,2).

По определению П.А. Ребиндера - низкомолекулярные природные эмульгаторы, растворимые в нефти и обладающие высокой поверхностной активностью на границе нефть-вода, а также их адсорбционные слои имеют слабо выраженные структурно-механические свойства, как следствие, приводят к образованию малоустойчивых эмульсий. Высокомолекулярные эмульгаторы (асфальтены и смолы), напротив же, обладают слабой поверхностной активностью, но образуют слои с высокой структурной вязкостью и прочностью на сдвиг, поэтому устойчивость образующихся эмульсий на порядок выше [38,39,40].

С течением времени адсорбция диспергированных эмульгаторов на водно-нефтяной поверхности увеличивается и приводит к существенному утолщению межфазного слоя, поэтому эмульсия обратного типа становится более устойчивой, чем только что образовавшаяся - происходит процесс так называемого «старения» эмульсии [21], который помимо всего прочего сопровождается увеличением вязкости смеси.

Авторами [41,42,43] отмечено, что развитие процесса «старения» зависит от начального состава стабилизатора в образовавшейся эмульсии. Так, если в составе стабилизатора преобладают асфальто-смолистые вещества, то старение таких эмульсий происходит медленно, а адсорбция стабилизаторов и устойчивость эмульсий остаются на одном уровне. В другом случае, при преобладании парафинового компонента, в процессе старения эмульсии увеличивается общая адсорбция стабилизатора.

В работах A.A. Петрова и Г.Н. Позднышева [37,44,45] отмечено, что основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий являются асфальтены. Однако деасфальтизация не лишает способности нефти к образованию эмульсий, а лишь снижает их агрегативную устойчивость.

Согласно исследованиям В.Г. Аванесяна [46], каждая эмульсия обладает специфическими особенностями в зависимости от ее физико-химического состава, содержания различных примесей, свойств отдельных компонентов, природы и условий образования и т.д. Степень влияния какого-либо компонента в эмульсиях различных типов проявляется по-разному.

Присутствие в эмульсии какого-либо одного компонента может уменьшить или, наоборот, увеличить степень влияния другого компонента на ее структурно-механические свойства. Таким образом, по наличию в эмульсии какого-либо элемента нельзя судить о степени и направленности его влияния.

1.3 Проблема определения свойств водонефтяных эмульсий

На сегодняшний день существует множество методик по исследованию свойств водонефтяных смесей, однако ни одна из них не является общепринятой. Каждая нефтяная компания разрабатывает свой руководящий документ для проведения исследований и зачастую они сводятся к определению стандартных параметров, не затрагивая механизмы формирования и поведения исследуемых структур в динамике. Однако такие знания могут позволить подобрать наиболее эффективную технологию предупреждения и борьбы с образованием вязких водонефтяных эмульсий, и способны существенно повысить технологическую эффективность используемого насосного оборудования [47].

К основным параметрам, характеризующим эмульсии, относятся дисперсность, эффективная вязкость, устойчивость.

Под дисперсностью понимают степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде, т.е. дисперсность является обратной величиной диаметра капель. В работе [48] авторами рассматриваются прямые и косвенные методы определения дисперсности. Косвенные методы заключаются в определении одной из характеристик эмульсии, к примеру, метод Фигуровского [49]. Он основан на седиментационном анализе, который заключается в получении зависимости скорости оседания или всплытия диспергированных частиц эмульсии от их величины. Однако данный метод редко применяется из-за сложности измерения.

В настоящее время существует большое количество приборов для определения дисперсности частиц. Так, к примеру, широко применяется кондуктометрический способ. Однако ввиду того, что сплошная фаза (дисперсионная среда) должна быть электропроводящей, данный метод не применим к водонефтяным эмульсиям обратного типа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гумеров, Кирилл Олегович, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зейгман Ю.В., Гумеров O.A., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроценробежных насосов: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. 120 с.

2. Зейгман Ю.В., Гумеров O.A. Эффективность эксплуатации установок электроцентробежных насосов в скважинах: Учеб. пособие. - Уфа: ООО "Монография", 2006. 88 с.

3. Вахитов Т.М. Комплексные решения по повышению надежности эксплуатации внутрискважинного оборудования в осложненных условиях на месторождениях ОАО АПК "Башнефть" // Инженерная практика. 2010. № 6. С. 38-47.

4. Абызбаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. -Уфа: УГНТУ, 1994. 181 с.

5. Гумеров К.О. Исследование физико-химических свойств водонефтяных дисперсных систем // Тезисы докладов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. УГНТУ, 2012. С. 135.

6. Уразаков K.P., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. 303 с.

7. Ивановский В.Н., Пекин С.С., Сабиров A.A. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 2002. 256 с.

8. Кагарманов И.И. Особенности эксплуатации УЭЦН: Учеб. пособие. - Самара. 2005. 48 с.

9. Игревский В.И. Экспериментальное исследование распределения давления по длине многоступенчатого центробежного насоса // Нефтепромысловое дело, № 5, 1975. С. 26-30.

10. Черепашников A.B., Соколов В.Б., Широких В.Л. Опыт исследования скважин, оборудованных ЭЦН // Нефтяное хозяйство, № 10, 1981. С. 51-54.

11. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения: Дисс. канд. техн. наук: 25.00.17. -Уфа: УГНТУ, 2005. 184 с.

12. Кузнецов В.П., Цепелев С.А. Влияние воды на величину углекислой коррозии стальных труб газоконденсатных скважин и некоторые вопросы механизма этого процесса // Нефтяная промышленность. РНТС. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, № 6, 1978. С. 9-12.

13. Даминов A.A. Коррозионные поражения подземного оборудования добывающих скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона. Исследование причин коррозии, разработка и применение мероприятий по снижению коррозионного воздействия // Инженерная практика, № 6,2010. С. 26-36.

14. Агеев Ш.Р., Берман A.B., Джалаев A.M., Дроздов А.Н. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации // Сборник материалов конференции "ESP Workshop 2005", № 1,2010. С. 1-10.

15. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос: Дис. канд. техн. наук. М. 1982. 212 с.

16. Дроздов А.Н. Влияние давления на образование каверны в потоке газожидкостной смеси за моделью лопасти центробежного насоса // Бурение и нефть, № 2,2010. С. 20-23.

17. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. 616 с.

18. Волков В.Н. Новые принципы повышения износостойкости погружных центробежных насосов типа УЭЦН // Материалы X Всероссийской

технической конференции "Производство и эксплуатация УЭЦН", 2001. С. 53-59.

19. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти // Материалы XI Всероссийской технической конференции "Производство и эксплуатация УЭЦН", 2002. С. 61-70.

20. Пахаруков Ю.В., Бочарников В.Ф., Петрухин В.В. Снижение вибрации погружных центробежных насосов как результат хаотической динамики // Известия вузов. Нефть и газ. 1999. № 5. С. 41-45.

21. Левченко Д.Н., Худякова А.Д., Бергштейн Н.В. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967. 200 с.

22. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. 144 с.

23. Manning F.S., Thompson R.E. Oilfield Processing of Petroleum: Crude oil. New York: Pennwell Corp., 1995. 400 p.

24. Smith H.V., Arnold K.E. Crude oil emulsions // TX: Society of Petroleum Engineers. 1987. pp. 19-34.

25. Тонкошуров Б.П., Серб-Сербина H.H., Смирнова A.M. Основы химического деэмульгирования нефтей. М.: Гостоптехиздат, 1946. 67 с.

26. Муравленко C.B., Артемьев В.Н., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г., Латыпов А.Р. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 томах. Т.З. Сбор и подготовка промысловой продукции. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 920 с.

27. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 1999. 586 с.

28. Лаврова И.С. Практикум по коллоидной химии: Учебник. М.: Высшая школа, 1983. 206 с.

29. Путилова И.Н. Руководство к практическим занятиям по коллоидной химии: Учебник. М.: Высшая школа, 1961. 360 с.

30. Ребиндер П.А. Поверхностно-активные вещества, их значение и применение в нефтяной промышленности. М.: Наука, 1978. 366 с.

31. Таубман А.Б., Нестерова М.П. Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1972. 296 с.

32. Борисов А.А., Петров А.А. Состав защитных слоев, величина адсорбции и дисперсность эмульсий типа В/М в зависимости от углеводородного состава растворителя высокомолекулярной части нефти // Тр. Гипровостокнефть. 1975. №24. С. 170-180.

33. Веретенникова И.В., Петров А.А., Валяев Б.Г. Состав потенциальных стабилизаторов нефтяных эмульсий и их связь с параметрами обезвоживания при низких температурах // Тр. Гипровостокнефть. 1975. № 26. С. 124-129.

34. Levine S., Bowen B.D., and Partridge S.J. Stabilization of emulsions by fine particles. Partitioning of particles between continuous phase and oil/water interface 1989. Vol.38, pp. 325-344.

35. Tadros T.F., Vincent B. Encyclopedia of Emulsion Technology. New-York: Basel, 1983. 129 p.

36. Евдокимов И.Н. Структурные характеритики промысловых водонефтяных эмульсий: Учебное пособие для вузов. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 477 с.

37. Петров А.А., Позднышев Г.Н., Новикова К.Г., Мансуров Р.И. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 1974. № 1. С. 5052.

38. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело, № 1,2011.С. 268-284.

39. Иванова JI.B., Кошелев В.Н., Васечкин А.А., Буров Е.А., Примерова О.В. Особенности образования асфальтосмолопарафиновых отложений на

поздней стадии разработки месторождений // Труды РГУ нефти и газа И.М. Губкина, № 4, 2011. С. 159-167.

40. Левченко Д.Н. Выделение и исследование эмульгаторов нефтяных эмульсий // Химия и технология топлив и масел. 1970. № 10. С. 21-25.

41. Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2005. 324 с.

42. Борисов С.И., Катеев М.В., Калинина Е.С., Калинина О.С. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2004. № 4. С. 74-76.

43. Петров A.A. Основы химического деэмульгирования нефтей // Нефтепромысловое дело, Тр. Гипровостокнефть. 1974. № XXII. С. 232-233.

44. Петров A.A., Позднышев Г.Н. Углеводородный состав и устойчивость нефтяных эмульсий // Тр. Гипровостокнефть. 1971. № 13. С. 9-13.

45. Петров A.A., Позднышев Г.Н., Борисов С.И. Исследование поверхностных, эмульгирующих и дефлокулирующих свойств фракций, полученных при экстракционном разделении нефтей // ХТТМ. 1969. № 3. С. 11-14.

46. Аванесян В.Г. Реологические особенности эмульсионных смесей. М.: Недра, 1980. 115 с.

47. Гумеров К.О., Зейгман Ю.В., Гумеров O.A. Актуальность исследований физико-химических свойств водонефтяных смесей в процессе их подъема в скважинах // Сборник трудов V Международной заочной научно-практической конференции молодых ученых "Актуальные проблемы науки и техники - 2012". УГНТУ, 2012. С. 55-56.

48. Хусаинов Р.Б., Беляков В.Л., Кондратьев H.A., Свиридов В.П. Современные метод и средства контроля дисперсного состава многофазных нефтяных систем. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. 158 с.

49. Фигуровский H.A. Седиментационный анализ. М: Изд-во АН СССР, 1948. 332 с.

50. Хамидуллина Ф.Ф., Хамидуллин Р.Ф., Газизов A.A., Валиев Р.Ф. Исследование и определение технологических потерь нефти на объектах Тумутукского месторождения ООО "Татнефть-Геология" // Вестник Казанского технологического университета. 2012. № 12. С. 196.

51. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтдобыче. М.: Недра, 1991. 224 с.

52. Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для процессов нефтедобычи на залежах аномально-вязких нефтей. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. С. 201-206.

53. Гумеров O.A. Предупреждение образования водонефтяных эмульсий в скважинах с учетом гидродинамических процессов в призабойной зоне пласта. Дисс. канд. техн. наук. Уфа. 1998. 177 с.

54. Репин H.H., Юсупов О.М., Валеев М.Д., Карпова И.К. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти // Нефтепромысловое дело. 1979. С. 48-51.

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

56. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. М.: Недра, 1986. 240 с.

57. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. 168 с.

58. Гуреев A.A., Абызгильдин А.Ю., Капустин В.М., Зацепин В.В. Разделение водонефтяных эмульсий: Учебное пособие. М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефи и газа им. И.М. Губкина, 2002. 95 с.

59. Фахрутдинов Б.Р., Варнавская O.A., Лебедев H.A., Угрюмов О.В., Ларин A.B. Опытно-промышленные испытания деэмульгатора СНПХ-4315Д на ЦПС

"Северное Хоседаю" ООО CK «Русвьетпетро» // Нефтяное хозяйство, № 2, 2012. С. 102-104.

60. Пантелеева А.Р. Реапон ИК - новый реагент комплексного действия для низкотемпературной деэмульсации // Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности: материалы Всероссийской научно-практической конференции, 2002. С. 195-196.

61. Фахрутдинов Б.Р. Исследование влияния вязкости деэмульгаторов марки СНПХ на вязкость водонефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство, № 10, 2001. С. 87-89.

62. Вальшин Р.К., Салихов P.M. Технологические приемы и оборудование для разрушения стойких эмульсий Красноленинской группы месторождений // Нефтепромысловое дело, № 2, 1996. С. 40.

63. Ребиндер П.А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. М.: Наука, 1978. 368 с.

64. Максимов В.П., Афанасьев В.А., Елизаров A.B. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Сибири // Обзорная информация, № 4, 1981. С. 7-8.

65. Вахитов М.Ф. Совершенствование технологии эксплуатации обводненных скважин погружными насосами: Дисс. канд. техн. наук: 05.15.06. -Уфа: УНИ, 1974. 198 с.

66. Шерстнев Н.М., Гурвич J1.M., Булина И.Г. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. 184 с.

67. Абрамзон A.A., Зайченко Л.П., Файнгольд С.И. Поверхностно-активные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение: Учебн. пособие для вузов. -Л.: Химия, 1988. 200 с.

68. Ланге K.P. Поверхностно-активные вещества: синтез, свойства, анализ, применение. - СПб.: Профессия, 2004. 240 с.

69. Мавлиев А.Р. Обоснование и разработка многофункциональных технологических жидкостей для подземного ремонта скважин: Дисс. канд. техн. наук: 25.00.17. Спб.. 2011. 156 с.

70. Чернышев Б.А. Физика и химия в преработке нефти. М.: Государственное изд-во нефтяной и горно-топливной литературы, 1955. 256 с.

71. Дополнение к проекту разработки Илишевского месторождения. Уфа: БашНИПИнефть, 2013. 325 с.

72. Дополнение к проекту разработки Арланского месторождения. Уфа: БашНИПИнефть, 2012. 387 с.

73. Дополнение к проекту разработки Сергеевского месторождения. Уфа: БашНИПИнефть, 2012. 344 с.

74. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. - М.: Недра, 1982.221 с.

75. ГОСТ Р 51868-2002 - Нефть. Общие технические условия. М.: Стандартинформ, 2006. 12 с.

76. Гумеров К.О. Расчетная модель оценки объемно-вязкостной характеристики нефте-водо-газовой смеси в процессе эксплуатации скважины // Сборник тезисов 68-ой международной молодежной начной конференции "Нефть и газ - 2014". РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. С. 120.

77. Гумеров К.О., Зейгман Ю.В., Гумеров О.А. Исследование физических свойств водонефтяных дисперсных систем в процессе их движения через погружные центробежные насосы // Научно-технический журнал "Нефтегазовое дело". 2013. Т. 11. №4. С. 73-76.

78. Kruglyakov P.M. Hydrophole-lipophile balance of surfactans and solid particles. Physicochemical aspects and applications ed. Amsterdam: Elsevier Science, 2000. 391 p.

79. Рамазанов А.Р. Разработка высококонцентрированной инвертно-мицелярной дисперсии для заканчивавши скважин: Автореф. дне., канд. техн. наук. Уфа. 2012.23 с.

80. Пивинский Ю.Е. Реология дилатантных и тиксотропных дисперсных систем. - СПб.: РИО СПбГТИ (ТУ), 2001. 174 с.

81. Рейнер М. Деформация и течение. Введение в реологию. М: Гос. науч.-техн. изд-во нефтяной и горнотопливной литературы, 1963. С. 44-46.

82. РД 39-081-91 «Методическое руководство по определению реологических свойств неньютоновских нефтей». М. 1990. 96 с.

83. Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: учебное пособие. Уфа: УГНТУ, 2000. 89 с.

84. Гумеров К.О., Рогачев М.К. Исследование реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсий Илишевского месторождения // Сборник трудов международной научно-технической конференции "Современные технологии в нефтегазовом деле - 2014", 2014. С. 82-86.

85. Гумеров К.О., Рогачев М.К. Экспериментальные исследования реологических параметров нефти и водонефтяных эмульсий Илишевского месторождения // Научно-технический журнал "Академический журнал Западной Сибири", Т. 10, №2, 2014. С. 34-35.

86. Gumerov К.О., Rogachev М.К. Investigation of rheological properties of water-in-oil emulsions // Life Science Journal, Vol. 6s, No. 11, 2014. pp. 268-270.

87. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии; пер. с англ. М.: КолосС, 2003.312 с.

88. Бибик Е.Е. Реология дисперсных систем. JL: Изд-во ЛГУ, 1981. 171 с.

89. Лосев А.П. Установление структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий: диссертация на соискание ученой степени канд. тех. наук. М. 2011. 220 с.

90. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз. М.: Наука, 1997. 254 с.

91. Мохов М.А. Разработка методики расчета процесса движения трехфазных смесей (нефть-вода-газ) в вертикальных трубах: Дисс. канд. техн. наук: 05.15.06. М. 1984. 186 с.

92. Губин В.Е. К аппроксимации уравнения Букингема // Тр.НИИтранснефть, № VII, 1970. С. 14.

93. Губин В.Е., Скрипников Ю.В. Параметры структурного потока вязко-пластичной жидкости в круглой трубе // Тр. ВНИИСПнефть, № XI, 1970. С. 21-29.

94. Манохин Г.М. Поверхностно-активные компоненты стабилизаторов нефтяных эмульсий // ХТТМ. 1979. № 12. С. 38-41.

95. McLean J.D. The Role of Petroleum Asphaltenes in the Stabilization of Water-in-Oil Emulsion, in Structures and Dynamics of Asphaltene. New York: Plenum Press, 1998. pp. 377-422.

96. Абрамзон A.A. Эмульсии. JI: Химия, 1972. 448 с.

97. Гумеров К.О., Рогачев М.К., Мардашов Д.В. Исследование напорно-расходных и энергетических характеристик работы ЭЦН при откачке вязких смесей // Сборник научных трудов VII Международной заочной научно-практической конференции молодых ученых "Актуальные проблемы науки и техники - 2014". Уфа: УГНТУ. Т. 1. 2014. С. 19-20.

98. Ляпков П.Д. Подбор погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие. М.: МИНГ, 1987. 71 с.

99. ГОСТ 6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний. М.: Изд-во стандартов, 1990. 56 с.

100. Рахмилевич 3.3. Испытания и эксплуатация энерготехнологического оборудования. - М.: Химия, 1981. 384 с.

101. Яременко O.B. Испытания насосов. Справочное пособие. М.: "Машиностроение", 1976. 225 с.

102. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: ФЭН, 2000. 416 с.

103. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Д.: Наука, 1984. 368 с.

104. Heithaus J.J. Measurement and significance of asphaltenes peptization // J. Petroleum. 1962. Vol. II. No. 48. pp. 458-459.

105. Рогачев M.K., Стрижнев K.B. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2006. 295 с.

106. Гумеров К.О., Гумеров O.A., Изосимов В.А. Опыт применения внутрискважинной деэмульсации для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН на Арланском месторождении // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", № 6, 2014. С. 292-315.

107. Гумеров К.О., Гумеров O.A. Опыт применения частотно-регулируемого привода для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН на Арланском месторождении // Научно-технический журнал "Нефтегазовое дело", Т. 12, № 4, 2014. С. 24-34.

108. Зейгман Ю.В., Гумеров O.A. Вызов притока жидкости из пласта и освоение скважин установками ЭЦН: Учеб. пособие. Уфа: ООО "Монография", 2006. 92 с.