Автореферат: Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях (стр. 2 )

Таблица 3 - Результаты исследований образования АСПО в нефти МСП -7

Темпера- тура холодного стержня, оС	Темпера- тура нефти в бане, оС	Время испыта-ния, ч	Площадь холодного стержня, мм2	Интенсив-ность образования АСПО за 3 часа, г/м2	Интенсив-ность образования АСПО за сутки, г/м2
40	45	3	2970	515	4120
40	50	3	2970	428	3420
40	55	3	2970	345	2763
40	60	3	2970	273	2180
40	65	3	2970	218	1742

В работе приведен анализ методов повышения эффективности работы и кпд газлифтных скважин, которые применяются на месторождениях Вьетнама и за рубежом: контроль и оптимизация технических режимов работы газлифтных скважин; исследование газлифтных скважин с использованием эхолота; поинтервальные исследования; увеличение глубины ввода газа; дробление газовой или жидкой фазы диспергаторами; применение периодического газлифта; применение способов депарафинизации скважин. Эти способы относятся к конструктивному методу и предполагают изменения конструкции скважин, выполнить эти работы довольно сложно.

В третьей главе изложены результаты исследования по выбору оптимальных значений диаметров и количества штуцеров в диспергаторах, обеспечивающих максимальную экономию расхода газа (ΔR) при газлифтной эксплуатации скважин. Математическая модель исследования, использованная при решении задачи, показана на рисунке 2.

Удельный расход рабочего газа ΔR

Диаметр штуцера dш

Количество штуцеров nш

Рисунок 2 - Схематическое представление объекта исследования

Под математической моделью понимается уравнение, связывающее параметр оптимизации ΔR с факторами dш и nш при заданных режимах работы газлифтных скважин. Для исследуемых условий эту модель можно записать в виде уравнения (1)

Стратегия поиска оптимума заключается в последовательной постановке небольших серий опытов. После каждой серии рассчитывается уравнение поверхности отклика, с помощью которого выбирается наиболее короткий путь к максимуму уменьшения ΔR. Если при этом не удалось достигнуть оптимума, проводят новую серию опытов и снова определяют направление движения к области оптимума (рисунок 3). Для проверки адекватности модели используется критерий Фишера. Если рассчитанное значение критерия Фишера меньше табличного значения, то уравнение регрессии может быть принято.

а) основой эффект nш - положительный, основной эффект dш - незначим; б) основой эффект dш - положительный, по nш - незначим; в) основой эффект nш - отрицательный, по dш - незначим; г) основной эффект dш - отрицательный, по nш - незначим; д) основной эффект dш - положительный, по nш - положительный; е) основной эффект dш - отрицательный по nш - положительный; ж) основной эффект dш - отрицательный, по nш - отрицательный; и) основной эффект dш - положительный, по nш - отрицательный

Рисунок 3 - Изменения диаметров и количества штуцеров при выборе оптимальных конструкций диспергаторов

Исследование проводится в следующей последовательности:

1  Выбор основной конструкции dш0 и nш0 и интервалов варьирования.

Пусть минимальные и значения диаметра и количества штуцеров dш1 и nш1; максимальные значения: dш2 и nш2. Шаг варьирования подсчитывается по формулам: ; . (2)

2  Проводятся последовательно 5 опытов: снимается характеристическая кривая скважины при определяющих процесс факторах, равных (nш0 и dш0), (nш1 и dш1), (nш2 и dш1), (nш2 и dш2) и (nш1 и dш2). Определяется уменьшение удельного расхода рабочего газа соответственно ΔR00, ΔR11, ΔR21, ΔR22, DR12. Используя регрессионный анализ, можно рассчитать коэффициенты этого уравнения. Эти коэффициенты равны:

;;

;. (3)

Исследования проведены на скважине № 000, в качестве основной конструкции был принят вариант, при котором nш0 = 6 шт и dш0 =15 мм, точка 1 (6 х 15), минимальные значения nш0 х dш0: 4 шт х 10 мм, максимальные значения nш0 х dш0: 8 шт х 20 мм. Шаг варьирования:

;.

Исследования были проведены еще при четырех значениях диаметра и количества штуцеров: nш х dш: 2 (4 х 10), 3 (8 х 10), 4 (8 х 20), 5 (4 х 20). На рисунке 4, а приводится расположение точек в факторном пространстве первой фазы исследований. Из рисунка 4, а видно, что максимальное, резко отличающееся значение |ΔR|=17,6 принадлежит правой верхней вершине с dш = 20 мм и nш = 8. Поэтому во второй фазе эксперимента за нулевую точку принимается точка с dш = 20 мм и nш = 8. Во второй фазе эксперименты были проведены еще при четырех значениях диаметра и количества штуцеров :1 (6 х 15), 6 (10 х 15), 7 (10 х 25), 8 (6 х 25). Из рисунка 4, б видно, что на этой фазе максимум DR =17,6 локализован в центре факторного прямоугольника, так что за оптимальную конструкцию диспергатора принимается диспергатор с 8 штуцерами диаметром 20 мм. По результатам исследований нашли уравнение функций отклика для данного подбора ΔR = 3,75 + 2,75nш – 0,25dш – 1,25nшdш.

а) расположение точек первой фазы исследований

б) расположение точек второй фазы исследований

Рисунок 4 - Расположение точек в факторном пространстве

По описанному выше методу был произведен подбор оптимальных диаметров и количества штуцеров диспергаторов на газлифтных скважинах.

В четвертой главе изложены результаты исследований проверки влияния ПАВ на выделение и движение пузырьков газа, а также метод исследования пенообразования для повышения эффективности работы газлифтных скважин. В данной работе автором проведены исследования технологии пенообразования и методов выбора комплексных реагентов, применяемых для повышения эффективности работы газлифтных скважин. Целью этой технологии является повышение надежности процесса лифтирования жидкости при добыче нефти, которая понимается как реализация всей совокупности следующих факторов: увеличение дебита скважин; повышение депрессии на пласт; улучшение реологических свойств добываемой продукции; повышение коэффициента полезного действия подъемника; снижение удельного расхода рабочего агента; снижение гидравлических потерь; рациональное использование пластовой энергии.

Из изучения влияния ПАВ на разгазирование газожидкостной смеси скорости всплывания пузырьков из нефти месторождения Белый Тигр следует,

что в присутствии ПАВ уменьшается количество выделившегося газа в процессе дегазации смеси на%, скорость всплытия пузырьков на%, а также уменьшается диаметр пузырьков. Показано, что с уменьшением поверхностного натяжения (σ) раствора его пенообразующая способность увеличивается. С этой целью проводились исследования поверхностного натяжения нефтей месторождения Белый Тигр при добавке различных химреагентов. Результаты исследования поверхностного натяжения нефти на границе с морской водой различных ПАВ показаны на рисунке 5.

Рисунок 5 - Поверхностное натяжение нефти месторождения Белый Тигр на границе с морской водой

Из рисунка 5 видно, что при применении химреагента DMC D-6 и ингибитора АСПО VX 7484 уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с морской водой на%.

Лабораторные исследования газоэмульгирующей способности химреагентов проводились по методу продувания воздуха. Для повышения точности определения объема пены лабораторные исследования газоэмульгирующей способности химреагентов проводятся по методу продувания воздуха с уточнением стандарта ASTM D892-97 «Standard Test Method for Foaming Characteristics of Oils» (Стандартный метод определения пенообразующих характеристик нефтей ASTM D892-97). Экспериментальная установка позволяет определить время саморазрушения пены в состоянии покоя.

Для оценки влияния химреагентов на реологические свойства нефти в ходе эксперимента используется ротационный вискозиметр «RV 20». При проведении эксперимента способности предупреждения АСПО используется метод «холодного стержня». При изучению влияния комплексных реагентов на температуру застывания нефти используется стандартный метод определения температуры застывания нефтепродуктов ASTM D 97-87.

В пятой главе приведены результаты исследований комплексных химреагентов и результаты их внедрения на месторождении Белый Тигр.

Критерии оценки эффективности компонентов:

-  пенообразующее ПАВ при испытании с нефтью должно увеличивать объем пены не менее чем на 30% по сравнению с необработанной нефтью;

-  пенообразующее ПАВ не должно вызывать образование устойчивых эмульсий, расход пенообразующего ПАВ не должен превышать 500 г/т нефти;

-  ингибитор АСПО должен быть эффективным и предотвращать образование АСПО, расход ингибиторов не должен превышать 1000 г/т нефти.

Исследовались нефтерастворимые ПАВ: DMC D-6; MA-195; Thuan Phong; С-6307; DMO-86318; F-8860; пенообразователь FMW 3065; депрессаторы и ингибиторы АСПО: EC 6509A; VX - 7484; TP TWI, REPA 61V; AP 07; RE 5942, используемые в процессе добычи и подготовки нефти в условиях месторождений Вьетнама.

Цель исследования - оценка пенообразующей способности химреагентов по фиксированному значению объема и времени оседания пены в состоянии покоя, концентрации ПАВ. На рисунке 6 и в таблице 4 показаны зависимости объема и времени оседания пены от концентраций ПАВ. Из таблицы 4 видно, что образующаяся пенная структура быстро разрушается, время саморазрушения пены составляет 40,5 c. Проведены исследования пенообразующей способности нефтей с различными обводненностями: 15, 22, 30, 33, 42, 50, 55% (рисунок 7).

Рисунок 6 - Пенообразующая способность смеси нефтей газлифтных скважин МСП-7, обводненностью 10%, обработанной различными ПАВ

Таблица 4 – Время оседания пены в состоянии покоя смеси нефтей газлифтных скважин МСП-7, обводненностью 10%, обработанной различными ПАВ

Концентрация химреагента, мл/м3	Время оседания пены, с
DMC D-6	DMO-86318	MA-195	FWM 3065	C 6307	F 860	Thuan Phong
0	36	36	36	36	36	36	36
100	39	44	42	46	50	48	43
200	42	46	44	50	54	52	47
300	45	50	46	52	54	52	50
400	44	48	46	52	52	50	50
500	42	47	46	51	52	48	48

Рисунок 7 – Зависимость пенообразующей способности смеси нефтей МСП-7, обработанной различными ПАВ (концентрация 200 мл/м3) от обводненности

По результатам исследований определен химреагент DMC D-6, который обладает наилучшими пенообразующими свойствами, и его оптимальная концентрация DMC D-6 составляет 200 мл/м3.

Далее в ходе исследований рассматривался вопрос о пенообразующей способности химреагента DMC D-6 (при его оптимальной концентрации) с различными ингибиторами АСПО. По результатам исследований построены графики зависимости объема (рисунок 8) и времени оседания пены (таблица 5) при различной концентрации ингибиторов АСПО.

Рисунок 8 - Пенообразующая способность нефти газлифтных скважин МСП-7, обработанной DMC D-6 200 мл/м3 и различными ингибиторами АСПО

Таблица 5 - Время оседания пены нефти газлифтных скважин МСП-7, обводненностью 10% с использованием DMC D-6 и ингибиторов АСПО

Концент-рация DMC D-6 , мл/м3	Концентрация ингибиторов АСПО, мл/м3	Время оседания пены, с
VX 7484	Thuan Phong	AP 07	EC 6509A	REPA 61 V	RE 5942
200	200	49	52	47	48	50	52
200	300	50	54,0	48	50	52	53
200	400	50	55	49	52	54	53
200	500	51	55	48	52	55	52
200	600	50	54	47	52	55	51

Аналогично проведено исследование пенообразующей способности DMC D-6 200 мл/м3 с различными ингибиторами АСПО при обводненности 22, 30 и42%. Результаты исследования показаны на рисунке 9.