Способ комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии Российский патент 2024 года по МПК G01N24/08 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для ведения технологического режима внутрипромысловой перекачки водонефтяной смеси.

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. Также происходит усложнение процессов подготовки – включение дополнительного оборудования в технологический процесс, увеличение затрат на обработку деэмульгаторами. В результате образования промежуточных слоёв, 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, что приводит 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 в трубопроводе и температурой, а также скоростью потока. Так как поток идёт со скважин и потом смешивается на кустовых площадках, и только после этого по основным трубопроводам идёт на установки подготовки нефти, то в момент смешения потоков на кусту происходят резкие скачки по обводнённости потока. Так обводнённость 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 определённом 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 промысловой перекачки лучшим вариантом является прямой тип эмульсии – нефть в воде, так как такой поток транспортируется при меньших энергетических нагрузках.

Вследствие явления инверсии фаз происходит резкое увеличение вязкости потока, а затем через непродолжительное время её снижение, в результате этого могут наблюдаться вибрации в трубопроводе и явление кавитации, снижающие срок эксплуатации трубопровода и качество конечного продукта. В связи с этим существует потребность в разработке комплексной методики контроля состояния водонефтяной смеси в потоке для своевременного предотвращения явления инверсии фаз.

Из уровня техники известен способ транспортирования высоковязкой водонефтяной эмульсии, включающий введение в нефть реагента-деэмульгатора, разгазирование и частичную сепарацию эмульсии на нефть и воду с последующей перекачкой нефти и воды по одному трубопроводу, осуществляемой для предотвращения образования высоковязких эмульсий в трубопроводе и уменьшения коэффициента гидравлического сопротивления (Авторское свидетельство СССР № 855335 А1, дата приоритета 05.02.1979, дата публикации 15.08.1981, авторы: Розенцвайг А.К. и др., RU).

Недостатками известного способа является усложнение технологической схемы транспортировки и перекачки нефти, заключающееся в осуществлении поэтапной сепарации до поступления водонефтяной смеси на установки подготовки. Кроме того, не учитываются характеристики водонефтяной смеси в динамическом состоянии.

Известен способ определения характеристик эмульсий, включающий зондирование исследуемой дисперсной среды пучком монохроматического светового излучения, фоторегистрацию изображения дисперсных элементов исследуемой среды, анализ этих изображений и определение концентрации и фракционного состава дисперсных элементов. Многократная фоторегистрация изображений окрашенных капель позволяет по смещению координат изображений определить скорость и траектории дискретных капель в исследуемой среде (Авторское свидетельство СССР № 1578588 А1, дата приоритета 06.08.1987, дата публикации 15.07.1990, авторы: Мартынов Ю.В. и др., RU).

Однако данный способ не даёт полной информации о характеристиках водонефтяной смеси в динамическом состоянии, таких как вязкость и гидродинамический режим течения жидкости. Кроме того, данный способ предполагает введение фотохромного вещества в поток, которое остаётся в нём, что недопустимо для производства товарной нефти.

В качестве прототипа принят способ оперативного контроля качества нефти и нефтепродуктов, по которому в образце, помещенном в постоянное магнитное поле, выполняют возбуждение сигналов спин-эхо протонного магнитного резонанса сериями радиочастотных импульсов, регистрируют амплитуды спин-эхо в эталонном и измеряемом образцах, после чего определяют концентрацию воды и нефти, согласно соответствующим математическим выражениям, кроме этого, определяют интегральные параметры дисперсного распределения капель воды из времен спин-решеточной релаксации воды по определенной формуле (Патент РФ № 2519496 С1, дата приоритета 24.12.2012, дата публикации 10.06.2014, авторы: Кашаев Р.С. и др., RU, прототип).

Недостатком прототипа является то, что данный способ не определяет полный комплекс характеристик потока водонефтяной смеси, а именно определяется только уточнённое количество воды и нефти, и параметры дисперсности.

Технической проблемой, решаемой изобретением, является предотвращение возникновения явления инверсии фаз водонефтяной эмульсии в потоке в трубопроводе при осуществлении внутрипромысловой перекачки, которое может быть реализовано за счет разработки динамического метода комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в потоке, алгоритм расчета которых интегрирован в комплексную схему контроля с измерительной установкой и устройством обработки информации.

Для решения технической проблемы предложен способ комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии, заключающийся в определении характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии, при которых возможно наступление явления инверсии, при этом способ характеризуется тем, что включает алгоритм расчёта характеристик водонефтяного потока в динамическом состоянии, по которому последовательно определяют структуру водонефтяной смеси, тип водонефтяной смеси, её плотность, вязкость смеси в зависимости от структуры потока, среднюю скорость течения потока, гидродинамический режим потока, характеризующийся критерием Рейнольдса, коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от величины критерия Рейнольдса. Получение данных величин характеристик водонефтяной смеси осуществляется, согласно схемы контроля, как показано на фиг. 1, с помощью измерительной установки на кустовой площадке с расходомером гамма-измерителем многофазным, установленным на жидкостной линии, и с поточным ротационным вискозиметром на входе или на выходе измерительной установки, после чего в устройстве обработки информации на основании поступивших данных и произведенных расчетов по соответствующим математическим формулам определяется момент наступления явления инверсии фаз, который характеризуется определённым диапазоном обводнённости, вязкости и гидродинамическим режимом, в котором наблюдается максимальный скачок коэффициента гидравлического сопротивления. С учетом данных о наступлении указанного момента 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, что позволяет обеспечить стабильное ведение технологического режима перекачки.

Алгоритм расчёта характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии заключается в следующем.

На промыслах для расчета характеристик водонефтяных эмульсий первоначально определяют тип и структуру водонефтяной смеси в потоке (Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа - М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. - 296 с.).

Прежде, чем определять структуру водонефтяной смеси и ее тип, необходимо рассчитать следующие характеристики смеси:

– объёмная доля дисперсной фазы в эмульсии:

,  , (1)

где G_н – объёмный расход нефти в м³/с;

G_в – объёмный расход воды в м³/;

Объёмный расход воды и нефти:

, (2)

(3)

где b_н и b_в – соответственно объёмные коэффициенты воды и нефти при заданных p и Т.

Для воды принимают b_в=1, для нефти b_н – расчетное.

В нашем случае, b_н берем из расчетов технологического режима нефтяного фонда месторождения.

1) Выделяют две структуры потока водонефтяной смеси: капельную и эмульсионную. Их область существования оценивается по критической скорости смеси w_{см кр} (в м/с):

(4)

где D_г – гидравлический диаметр канала, м, определяемый по формуле:

(5)

где П – смоченный периметр поперечного сечения канала, м;

F – площадь поперечного сечения канала, м².

Для круглой трубы D_г - гидравлический диаметр равен внутреннему диаметру трубы.

Смоченным периметром называют ту часть периметра живого сечения, по которой жидкость соприкасается со стенками трубопровода. Для круглой трубы, полностью заполненной жидкостью, смоченный периметр равен длине окружности:

, (6)

где D_в – внутренний диаметр трубы, м.

Формула для расчета площади поперечного сечения трубы:

(7)

где D_в – внутренний диаметр трубы, м.

Также необходимо знать приведённую скорость в м/с водонефтяной смеси в данном сечении канала:

(8)

где G_н – объёмный расход нефти в м³/с;

G_в – объёмный расход воды в м³/с;

Если , то водонефтяной поток имеет капельную структуру: внутренняя диспергированная фаза в виде капель диаметром 0,5 – 2 см распределена во внешней непрерывной фазе.

Если , то водонефтяной поток имеет эмульсионную структуру: диспергированная внутренняя фаза представлена сферическими каплями диаметром 10^-3-10^-5 см.

2) Определение типа водонефтяной смеси.

Для капельной структуры потока тип смеси определяется по расходному объемному водосодержанию:

– если β < 0,5, то смесь будет типа вода в нефти (В/Н) – дисперсной внутренней фазой служит вода, а непрерывной внешней фазой - нефть;

– если β > 0,5, то смесь будет типа нефть в воде (Н/В) – дискретной внутренней фазой является нефть, а непрерывной внешней фазой - вода.

Для эмульсионной структуры потока тип смеси определяется не только значением β, но и критической скоростью эмульсии w _{э кр} , вычисляемой так:

, (9)

– если β < 0,5 и w_{см кр} > w_экр — эмульсии типа В/Н;

– если β < 0,5 и w_{см кр} w_экр или β > 0,5 - эмульсия типа Н/В.

3) Расчет плотности и вязкости.

А) Капельная структура:

Рассчитывается поверхностное натяжение нефти на границе с водой

где σ_нг , σ_вг – поверхностное натяжение на границе «нефть-газ» и «вода-газ», мН/м.

Поверхностное натяжение σ_вг – определяется по формуле:

, (10)

где ρ – текущее давление (в пласте, в трубопроводе, в линии), МПа.

, (11)

Рассчитываются истинные объемные доли фаз в потоке. Для смеси В/Н истинная объемная доля воды:

, (12)

, (13)

где w_{в пр} – приведенная скорость воды, м/с;

ρ_в, ρ_н – соответственно плотности воды и нефти при заданных р и Т, кг/м³.

Истинная объемная доля внешней фазы (нефти):

, (14)

где φ_в – истинная объемная доля воды,

φ_н – истинная объемная доля нефти.

Для смеси Н/В истинная объемная доля нефти:

, (15)

, (16)

где w_{н пр} – приведенная скорость нефти, м/с.

Истинная объемная доля внешней фазы (воды):

, (17)

Рассчитывается плотность водонефтяной смеси ρ_вн:

, (18)

Динамическая вязкость водонефтяной смеси капельной структуры принимается равной динамической вязкости внешней фазы:

– для смеси В/Н μ_вн=μ_н;

– для смеси Н/В μ_вн=μ_в; (19)

Где μ_н, μ_в – соответственно вязкости нефти и воды при данных p и Т, мПа⋅с.

Б) Эмульсионная структура.

Вычисляются истинные объемные доли фаз в эмульсии. Принимая во внимание, что эмульсии характеризуются высокой степенью дисперсности фаз, относительное движение между ними не учитывается, а истинные объемные доли принимаются равными объемным расходным содержаниям:

, (20)

, (21)

Определяется плотность водонефтяной эмульсии:

, (22)

, (23)

Вязкость эмульсии кажущаяся:

Используя известную формулу [Медведев В.Ф Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. Москва. 1987. 144с.], для вязкости ВНЭ в [Тарасов М.Ю., Портнягина С.С. / Технологический расчет нефтегазосепарафионного оборудования с помощью корреляционных зависимостей вязкости водонефтяных эмульсий от плотности нефти/ Статья в электронном журнале Prooнефть. 2022. №2.] уточнили её в зависимости от температуры:

, (24)

Так же, определение вязкости возможно по формулам:

- тип эмульсии В/Н:

, (25)

- тип эмульсии Н/В:

, (26)

- для обводнённости эмульсии в диапазонах от 50-70 %:

(27)

4) Основы для расчета процесса наступления инверсии фаз в водонефтяном потоке взяты из расчета трубопроводов по Гужеву А.И. и Медведеву В.Ф.[ Медведев В.Ф Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. Москва. 1987. 144с.]:

Рассчитывается средняя скорость течения эмульсии:

, (28)

Рассчитывается критерий Рейнольдса:

, (29)

Рассчитывается коэффициент гидродинамического сопротивления, в зависимости от величины критерия Рейнольдса:

- критерий Рейнольдса от 0 до 2000 ламинарный режим течения жидкости:

(30)

- критерий Рейнольдса от 2000 до 4000 переходный режим течения жидкости:

, (31)

- критерий Рейнольдса от 4000 до 10 000 (и более) турбулентный режим течения жидкости:

, (32)

После проведённого расчёта характеристик водонефтяной смеси, идущей со скважин в коллектор, определяется в каком диапазоне вязкости и обводнённости происходит инверсия фаз. Об этом свидетельствует максимум величины коэффициента гидравлического сопротивления, после которого наблюдается резкое падение вязкости. Его можно увидеть при графическом анализе зависимостей, как показано на фиг. 2.

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, что позволяет обеспечить стабильное ведение технологического режима перекачки и избежать вибраций трубопровода, порывов и явления кавитации.

Так же, перепады обводнённости при смешении потоков возможно регулировать скоростью и рабочими параметрами насосного оборудования.

Заявленный способ комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии позволяет учесть все характеристики потока, необходимые для предотвращения явления инверсии фаз, тем самым, позволяя вести технологический процесс внутрипромысловой перекачки стабильно, без перепадов давления в трубопроводе и образования множественных эмульсий в турбулентном ядре потока, которые осложняют технологические процессы подготовки и хранения нефти в дальнейшем.

Пример. Были взяты характеристики добываемой нефти с нефтегазового месторождения центральной Сибири.

Конструктивная система измерительной установки представляет собой набор средств измерений массы жидкости и газа, плотности, температуры, давления и объёмного содержания воды в водонефтяной смеси.

На входе в измерительную установку устанавливается поточный ротационный вискозиметр для определения вязкости водонефтяного потока, а также вязкости воды и нефти.

Смешанный водонефтяной поток скважинной продукции поступает на измерительную установку на кустовой площадке, где при помощи сепаратора разделяется на газ и жидкость.

На жидкостной линии в измерительной установке устанавливается расходомер гамма-измеритель многофазный, который с помощью гамма-излучения даёт данные о фазовом состоянии потоков в эмульсии, а в газовой линии – кориолисовый расходомер.

Далее после разделения в сепараторе потоки направляются на жидкостную и газовую линии. В каждой линии замеряются количественные характеристики: масса жидкости и газа, объёмная доля воды (с помощью расходомеров, влагомеров).

Результаты измерений передаются в устройство обработки информации.

В устройстве обработки информации вычисляются:

- расход жидкости и газа в кг/с;

- объём газа м³/сут;

- плотность нефти и воды кг/м³;

- объёмная доля фаз в эмульсии т/ч;

- плотность эмульсии кг/м³;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

- критический диапазон обводнённости и значений вязкости потока для наступления явления инверсии фаз.

Далее, согласно алгоритма расчёта характеристик водонефтяной смеси, определяются диапазоны обводнённости потока, вязкости, при которых наступает инверсия фаз.

Расчет куста показал, что структура водонефтяной смеси эмульсионная, дисперсной фазой является нефть – средняя объёмная доля воды βв=0,36, средняя объёмная доля нефти βн=0,64, тип водонефтяной смеси – «вода в нефти».

По данным фиг.3, при расчетах коэффициента гидравлического сопротивления и вязкости потока установлено, что зависимость этих величин высока, так как коэффициент достоверности аппроксимации равен R2=0,70, коэффициент корреляции равен А=0,99.

Также, корреляционный анализ показал, что зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от вязкости эмульсии выше, чем зависимость от средней скорости течения эмульсии, так как коэффициент достоверности аппроксимации равен R2=0,49, коэффициент корреляции равен А=0,70.

Проведённые расчеты показывают фиг.4, что степень соответствия выбранной трендовой модели исходным данным высока и теоретическое распределение описывает реальное распределение величин.

Этим подтверждается наличие зависимости коэффициента гидравлического сопротивления от вязкости и обводнённости водонефтяного потока.

Поэтому далее были проведены расчеты по определению зависимостей распределения величины коэффициента гидравлического сопротивления от изменения объёмной доли воды и вязкости потока. Результаты представлены на фиг.5.

Также был проведён графический анализ зависимости коэффициента гидравлического сопротивления от изменения объёмной доли воды.

Согласно графику, на фиг. 5 в диапазоне объёмной доли воды от 0,63-0,75 наблюдается скачок по величине вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления, что подтверждает наличие явления инверсии фаз в водонефтяном потоке.

Продукция добывающих скважин под устьевым давлением (Ррасч – 6,3 МПа, Рмин – 0,5 МПа, Рраб - 4,0 МПа) поступает по нефтесборному коллектору в систему ПТ.

Согласно графической зависимости падения давления в трубопроводе от вязкости потока (фиг.6), падение давление на участке трубопровода с кустовой площадки 216 в промысловый трубопровод в среднем составляет 0,4 МПа, однако в момент повышения вязкости до 12,09 сПз (точка инверсии фаз) наблюдается падение давления 1,2 МПа.

В результате расчёта характеристик потока водонефтяной смеси на кустовой площадке с нефтегазового месторождения согласно разработанного метода, установлено, что поток имеет эмульсионную структуру, при значениях вязкости 12,09 сПз и обводнённости смешанного потока 73% подтверждается наличие явления инверсии фаз, в результате чего наблюдается падение давление в трубопроводе 1,2 МПа (фиг.6).

Данная информация выводится сменному персоналу на пульт управления. Далее оперативный персонал принимает решения по регулированию потока с помощью задвижек на трубопроводе на кустовой площадке, либо регулируется работа насосного оборудования.

На действующих нефтяных месторождениях регулирование смешения потоков возможно реализовать путём строительства дополнительного трубопровода, соединяющего потоки, идущие со скважин, для избирательного смешения их между собой.

На вновь вводимых нефтяных месторождениях необходимо строить трубопровод на кустовые площадки таким образом, чтобы все скважины были связаны между собой и была возможность смешивать потоки с учётом их обводнённости и регулировать направление потоков с помощью электрозадвижек.

Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в предотвращении явления инверсии фаз и в обеспечении стабильного ведения технологического процесса внутрипромысловой перекачки.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для ведения технологического режима внутрипромысловой перекачки водонефтяной смеси. Способ комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии заключается в определении характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии, при которых возможно наступление явления инверсии. Способ характеризуется тем, что включает алгоритм расчёта характеристик водонефтяного потока в динамическом состоянии, по которому последовательно определяют структуру водонефтяной смеси, тип водонефтяной смеси, её плотность, вязкость смеси в зависимости от структуры потока, среднюю скорость течения потока, гидродинамический режим потока, характеризующийся критерием Рейнольдса, коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от величины критерия Рейнольдса. Получение данных величин характеристик водонефтяной смеси осуществляется, согласно схеме контроля, с помощью измерительной установки на кустовой площадке с расходомером гамма-измерителем многофазным, установленным на жидкостной линии, и с поточным ротационным вискозиметром на входе или на выходе измерительной установки. После чего в устройстве обработки информации на основании поступивших данных и произведенных расчетов по соответствующим математическим формулам определяется момент наступления явления инверсии фаз, который характеризуется определённым диапазоном обводнённости, вязкости и гидродинамическим режимом, в котором наблюдается максимальный скачок коэффициента гидравлического сопротивления. С учетом данных о наступлении указанного момента 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, что позволяет обеспечить стабильное ведение технологического режима перекачки. Техническим результатом является повышение стабильности процесса внутри промысловой перекачки. 6 ил.

Способ комплексного контроля характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии, заключающийся в определении характеристик водонефтяной смеси в динамическом состоянии, при которых возможно наступление явления инверсии, при этом способ характеризуется тем, что включает алгоритм расчёта характеристик водонефтяного потока в динамическом состоянии, по которому последовательно определяют структуру водонефтяной смеси, тип водонефтяной смеси, её плотность, вязкость смеси в зависимости от структуры потока, среднюю скорость течения потока, гидродинамический режим потока, характеризующийся критерием Рейнольдса, коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от величины критерия Рейнольдса, получение данных величин характеристик водонефтяной смеси осуществляется, согласно схеме контроля, с помощью измерительной установки на кустовой площадке с расходомером гамма-измерителем многофазным, установленным на жидкостной линии, и с поточным ротационным вискозиметром на входе или на выходе измерительной установки, после чего в устройстве обработки информации на основании поступивших данных и произведенных расчетов по соответствующим математическим формулам определяется момент наступления явления инверсии фаз, который характеризуется определённым диапазоном обводнённости, вязкости и гидродинамическим режимом, в котором наблюдается максимальный скачок коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом данных о наступлении указанного момента 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, что позволяет обеспечить стабильное ведение технологического режима перекачки.