На правах рукописи ДОЛГОВ ДЕНИС ВИКТОРОВИЧ ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ

На правах рукописи
ДОЛГОВ ДЕНИС ВИКТОРОВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ
РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТЯНОГО
ГАЗА НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2009
Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении
высшего
профессионального
образования
«Тюменский
государственный
нефтегазовый университет» (ГОУ ВПО «ТюмГНГУ») Федерального агентства
по образованию
Научный руководитель
– кандидат технических наук, доцент
Леонтьев Сергей Александрович
Официальные оппоненты: - доктор технических наук
Голубев Михаил Викторович
- кандидат технических наук
Тарасов Михаил Юрьевич
Ведущая организация
- Открытое акционерное общество «Сибирский
научно - исследовательский институт нефтяной
промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)
Защита состоится 24 апреля 2009 г. в 11.00 часов на заседании
диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.
Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38., ауд. 225
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном
центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.
Автореферат разослан 24 марта 2009 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор
Г.П. Зозуля
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Процесс добычи нефти включает извлечение
скважинной продукции, ее транспорт по внутрипромысловым трубопроводам,
разделение на нефть, газ и воду, и их целесообразное использование. Как
известно, разгазирование скважинной продукции производится на нескольких
ступенях сепарации. Отделенный на первой ступени сепарации попутный газ
имеет достаточное давление для последующей транспортировки и переработки.
Выделившийся на последующих ступенях газ, содержащий значительное
количество пропан-бутановых и пентановых фракций, имеет низкое давление, в
связи с этим он не поступает на дальнейшую переработку, а сжигается в
факелах, либо используется в качестве топлива для промысловых систем, к
примеру, по Тюменской области теряется 6 - 10 млрд. м3 в год. Помимо
невосполнимых потерь ценного углеводородного сырья, сжигание газа низкого
давления наносит значительный экологический ущерб.
Для утилизации попутного нефтяного газа низкого давления требуется
его компрессирование с применением дорогостоящего оборудования и
соответствующих технологических схем очистки и осушки. Известен более
экономичный процесс эжектирования газа сбрасываемой пластовой водой с
последующей рециркуляцией водогазовой смеси на прием сепаратора первой
ступени. Поступающая
после кустовой насосной станции (КНС) вода с
установок предварительного сбора воды (УПСВ) подается на вход жидкостногазового эжектора (ЖГЭ), за счет чего в его камере создается разряжение. Газ
низкого давления направляется в приемную камеру ЖГЭ, после которого
давление смеси возрастает до значения вполне достаточного для полной
сепарации
газа
низкого
давления
и
его
утилизации.
Однако
этап
проектирования систем подготовки скважинной продукции и оптимизации
режимов
работы
промыслового
оборудования
осложняется
тем,
что
необходима количественная и качественная оценка состояния попутного газа в
конце принятого для конкретного месторождения цикла подготовки. Поэтому
4
для решения задачи обеспечения разработки и внедрения экологически чистой
и эффективной технологий с применением ЖГЭ необходимо получение
эмпирических данных путем экспериментального моделирования реальных
условий подготовки попутного нефтяного газа низкого давления.
Целью работы
Повышение эффективности сбора и подготовки скважинной продукции
путем разработки технологии эжектирования попутного нефтяного газа низкого
давления сбрасываемой пластовой водой высокого давления.
Основные задачи исследований
1. Исследование интенсивности диспергирования газа низкого давления в
пластовой воде в эжектируемом аппарате и влияния образуемых газоводяных
смесей на качество разгазирования в 1-ой ступени сепарации и отстой водной
фазы.
2. Исследование
разделения
водогазовой
смеси
после
ЖГЭ
в
горизонтальном трубопроводе и разработка методики расчета его минимально
допустимой длины, обеспечивающей расслоение смеси до ее ввода в
нефтепровод.
3. Разработка принципиальной технологической
схемы
утилизации
попутного нефтяного газа низкого давления с применением эжектирования
нефтяного газа с использованием в качестве рабочей среды подтоварной
пластовой воды высокого давления и оптимизация геометрических параметров
аппарата.
4. Промысловая
апробация
разработанной
технологической
схемы
утилизации попутного нефтяного газа низкого давления на ДНС-13 Поточного
нефтяного месторождения
Научная новизна выполненной работы
1. Установлены универсальные зависимости газосодержания нефти при
заданном абсолютном давлении
дифференциального разгазирования
от
давления насыщения и полного газового фактора для нефтей группы пластов
БВ10, БВ18-22 Поточного нефтяного месторождения.
5
2. Выявлен оптимальный диапазон изменения геометрического параметра
ЖГЭ и зависимость среднего диаметра диспергированных в водной фазе
газовых пузырей на выходе ЖГЭ от параметров Рейнольдса, коэффициента
эжекции и соотношений диаметра сопла и длины камеры смешения к диаметру
камеры смешения аппарата.
3. Получено
математическое
выражение
параметра
устойчивости
водогазовой смеси к расслоению в трубопроводе после ЖГЭ, в котором
экспериментально определен коэффициент пропорциональности, на основе
которого возможен расчет длины трубопровода с полным расслоением
водогазовой
смеси
при
заданном
среднем
диаметре
пузырей
газа,
образующихся в ЖГЭ.
Практическая ценность и реализация
1. На основании выполненного анализа условий эксплуатации ДНС-13
Поточного нефтяного месторождения, в т.ч. рабочих значений газосодержания
после 1-ой и 2-ой ступеней сепарации предложена и внедрена технологическая
схема утилизации попутного нефтяного газа низкого давления с помощью
жидкостно-газового
эжектора,
в
котором
активной
средой
является
подтоварная вода высокого давления системы поддержания пластового
давления. Опытно-промышленное применение ЖГЭ для утилизации газа
низкого давления на ДНС-13 Поточного нефтяного месторождения, доказало
его достаточно высокую эффективность и практически полную утилизацию
газа.
2. Методика расчета основных геометрических параметров жидкостногазового
эжектора
экспериментальных
при
заданных
исследований
режимах
позволяет
его
работы
определить
на
базе
оптимальное
соотношение расстояния среза сопла до камеры смешения аппарата к диаметру
камеры смешения.
Апробация результатов исследований
Результаты
работы
докладывались
на
2-ой
научно-практической
конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути
6
повышения его эффективности (г. Когалым, 2006 г.), Всероссийской научнотехнической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» (г.
Уфа, 2007 г.), заседаниях Ученого Совета ООО «КогалымНИПИнефть» (20062009 гг.), научно-технических семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2005 –
2009 гг.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 13 печатных работах,
в том числе 5 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 96 страницах машинописного
текста, содержит 17 таблиц, 25 рисунков. Состоит из введения, 4 разделов,
основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 79
наименований.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной
работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и
практическая ценность.
В первом разделе произведен анализ условий эксплуатации дожимной
насосной станции Поточного нефтяного месторождения со сбросом попутнодобываемой воды и 2-х ступенчатой сепарацией газа. Установлено, что
поступающая на ДНС-13 нефть представляет собой продукцию пластов групп
АВ и БВ (преимущественно БВ) с диапазонами изменения давления насыщения
8,6 - 10,9 МПа, газового фактора 43 - 82 м3/т. Среднее суммарное содержание
углеводородов С1-С3 в газе составляет около 93%. В результате обработки
данных дифференциального разгазирования пластовых нефтей группы БВ
(БВ10; БВ18-22), установлено, что кривые разгазирования нефтей этой группы
идентичны по форме и включают два участка – криволинейный и
7
прямолинейный, причем граница перехода одна и та же и составляет около 1
МПа. Получены универсальные формулы для расчета газосодержания (Гсв)
нефтей при заданных значениях полного газового фактора (Гп) и давления
насыщения (Рнас) при температуре 20°С:
 Г  14,5 
 РS  14.5 ,

Гсв =  П
 РНАС
(1)
(при Рs > 1 МПа)
 Г  14,5
Гсв =  П
 РНАС

 14.5  РS ,

(2)
(при Рs =0…1 МПа).
В формулах (1) и (2) величина РS соответствует абсолютному давлению
разгазирования.
При
ступенчатом
разгазировании
суммарное
количество
газа,
выделившегося на всех ступенях сепарации, меньше, чем при однократном
разгазировании. Поэтому для точного определения фактического (рабочего)
газового фактора на площадках сепарации при проектировании технологии
утилизации газа низкого давления были произведены замеры газосодержания в
газопроводах после 1-ой и 2-ой ступеней сепарации с применением приборов
на базе трубок Пито. Значения газосодержания после 1-ой и 2-ой ступеней
сепарации на ДНС-13 Поточного месторождения составили соответственно
71,1 и 14,8 м3/т.
Для утилизации газа низкого давления была предложена технология
применения ЖГЭ для отбора газа из сепаратора 2-ой ступени сепарации (с
целью погашения факела) и его транспорта совместно с газом 1-ой ступени
сепарации по газопроводу на газоперерабатывающий завод. В качестве рабочей
(активной) среды при этом используется подтоварная вода с установки
предварительного
сброса
воды,
которая
с
выкида
насосов
системы
поддержания пластового давления с давлением до 2,4 МПа подается на вход
жидкостно-газового эжектора. Газ со II ступени сепарации с давлением до 0,2
МПа, через клапан-регулятор давления газа PIRC, установленный в буферной
8
емкости БЕ, подается на эжектор. С эжектора газожидкостная смесь с
давлением до 0,55 МПа поступает на вход установки сброса воды ДНС, т.е. в
сепаратор 1-ой ступени сепарации. Установка ЖГЭ рассчитывалась на расход
газа
1,5
тыс.м3/час
и
воды
-
300
м3/час.
Принципиальная
схема
технологического процесса с применением ЖГЭ представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Технологическая обвязка жидкостно-газового эжектора
Во
втором
оптимизации
разделе
геометрических
приводятся
параметров
результаты
экспериментов
жидкостно-газового
по
эжектора,
применяемого для утилизации газа водой, и разработана упрощенная методика
расчета ЖГЭ.
9
Наибольший вклад в исследования жидкостно-газовых эжекторов внесли
Г.А. Аронс, А.А. Бараев, Б.Н. Басаргин, Л.Д. Берман, Г.А. Булычев, Н.А.
Гельперин, А.В. Городивский, К.Г. Донец, А.Н. Дроздов, В.Н. Есин, Г.И.
Ефимочкин, Н.М. Зингер, П.Н. Каменев, Ю.Л. Кирилловский, Б.Ф. Лямаев, В.П.
Марьянко, С.Д. Миронов, Н.А. Мохов, И.Т. Мищенко, Б.С. Оссовский, З.С.
Помазкова, М.Н. Писарик, Л.Г. Подвидз, И.И. Рошак, Е.Я. Соколов, С.А.
Сахаров, В.К. Темнов, Д.С. Циклаури и другие.
Обзором научно-технической информации выявлена неоднозначность
результатов работ различных авторов по оценке влияния расстояния от среза
сопла аппарата до камеры смешения на коэффициент полезного действия.
Расчеты и эксперименты показывают, что приближение или удаление сопла от
цилиндрической камеры смешения влияет на диаметр свободной струи рабочей
жидкости на входе в камеру. Приближение сопла к камере смешения приводит
к уменьшению рабочей длины цилиндрической камеры смешения, а удаление
сопла ухудшает работу аппарата, поскольку свободная струя уже не
вписывается во входное сечение камеры смешения. Некоторые исследователи
считают, что оптимальное расстояние от сопла до камеры (l0) зависит от
коэффициента эжекции (uо), разграничивая две области значением uо = 0,5.
Другие авторы считают, что оптимальное значение отношения этого
расстояния к диаметру камеры смешения лежит в интервале 3,5 - 4,5.
С
целью
исследования
влияния
положения
рабочего
сопла
на
изотермический КПД эжектора автором были проведены эксперименты на
лабораторной установке ЖГЭ с диаметром рабочей камеры смешения Д к = 16
мм и длинами Lк = 360, 390, 420, 450 и 480 мм.
Исходя из реальных возможностей проведения опытов в лабораторных
условиях при стандартных условиях изменения физико-химических параметров
перекачиваемых с помощью ЖГЭ были установлены значения изменения
исследуемого параметра – давление воды в сопле (Рр = 1,43; 0,9; 0,48; 0,35; 0,20
МПа). Полученные значения расхода воды при указанных значениях Рр
10
составили 5,0; 4,2; 3,9; 3,0; 2,0 м3/час. Максимальный расход газа составлял 3,0
м3/час, а диаметр сопла dс = 6,3; 5,8; 5,3; 4,8; 4 мм.
Основным элементом экспериментальной установки был эжектор 1
(рисунок 2), включающий сопло, камеру смешения, камеру для подвода
эжектируемого газа и диффузор для преобразования кинетической энергии
струи в потенциальную. В качестве газа был использован сжатый воздух,
поступающий из баллона 2 через газовый счетчик 3. Давление рабочей среды
(воды) создавалось насосом 4, прием которого через счетчик расхода воды 5
был подведен к емкости 6. Водовоздушная смесь из ЖГЭ по трубопроводу
поступала в отстойную емкость 7, в которой производилось расслоение смеси и
отделение воздуха в атмосферу. На выходе ЖГЭ был врезан пробоотборный
кран 8 для отбора водовоздушной смеси на предмет анализа дисперсного
состава воздуха. Регулирование расхода воздуха производилось вентилем 9, а
расхода воды – вентилем 10.
Рисунок 2 - Схема экспериментальной установки
В горизонтальный трубопровод 11 были установлены 4 сальника 12, в
которые входили щупы 13 с вентилями 14. Перемещение щупа по вертикали
позволяло отбирать пробы смеси с любого уровня живого сечения
11
трубопровода на предмет изучения структуры потока и определения положения
поверхности раздела вода-воздух. На верхнем конце щуп имел Г-образный
загиб во встречную сторону потока для забора пузырей воздуха вместе с водой.
Резьбовый вход сопла в форкамеру позволял изменять расстояние lc. Давление
на выходе из аппарата Рс изменялось с помощью крана 15.
В таблице 1 приведены экспериментальные значения давлений и
коэффициента эжекции для трех серий опытов (Рв, Рс – давления в форкамере
ЖГЭ и на его выходе).
Таблица 1 - Экспериментальные значения параметров
№ серии
Рр, МПа
Рв, МПа
Рс, МПа
uо
1
0,48
0,1
0,22
0,10
1
0,48
0,1
0,21
0,55
1
0,48
0,1
0,17
1,20
1
0,48
0,1
0,12
1,50
2
0,90
0,1
0,35
0,35
2
0,90
0,1
0,29
0,85
2
0,90
0,1
0,26
1,30
2
0,90
0,1
0,12
1,70
3
1,43
0,1
0,51
0,40
3
1,43
0,1
0,37
1,35
3
1,43
0,1
0,23
1,70
3
1,43
0,1
0,15
1,80
На рисунке 3 приведены характеристики ∆Рс /∆ Рр = f(uо) для конкретных
параметров исследований.
Кривые 1, 2 и 3 на рисунке 4 показывают, что для обеспечения
наилучших энергетических показателей ЖГЭ необходимо, чтобы величина
параметра  c / Д к находилась в пределах 3,4 - 3,7.
Испытания ЖГЭ с другими геометрическими параметрами
Lк ,  с
заметных отличий оптимальных значений параметра  c / Д к не показали.
Для расчета струйных аппаратов разработаны различные методики,
включающие, как правило, полуэмпирическую теорию. В конечном итоге
каждая из методик дает результаты, имеющие существенные расхождения. Они
достаточно сложны и требуют трудоемких вычислительных операций. В этой
12
связи разработана упрощенная методика расчета геометрических параметров
ЖГЭ на базе накопленного наукой и практикой экспериментального материала.
Рисунок 3 - Зависимость
Рс
от uо для Дк = 16 мм,  к = 420 мм, dс = 5,3 мм при
Р р
Рр = 0,48 МПа (1), 0,9 МПа (2) и 1,43 МПа (3)
Рисунок 4 – Зависимость максимального КПД эжектора от параметра П1 для Дк
= 16 мм, Lк = 420 мм, dс = 5,3 мм при Рр = 0,48 МПа (1), 0,9 МПа (2)
и 1,43 МПа (3)
13
Исходными данными для расчета геометрических параметров струйного
аппарата являются: абсолютное давление газа на входе в форкамеру ЖГЭ (Рв),
абсолютное давление газожидкостной смеси на выходе ЖГЭ (Рс), приведенный
объемный расход газа, Qг, абсолютное давление рабочей жидкости (Рр),
объемный расход жидкости (Qж), плотность жидкости (ж). Предполагается, что
начальная температура газа и температура рабочей жидкости одинаковы.
Последовательный расчет геометрических параметров заключается в
следующем.
1.Безразмерный перепад давления определяется формулой:
Рс Рс  Рв
=
Р р Рр  Рв
(3)
2. Используется табл. 2 для выбора оптимального соотношения площадей
сечения камеры смешения fк и сопла аппарата (fc).
Таблица 2
Рс
Р р
0,106
0,120
0,140
0,160
0,180
0,200
0,220
0,240
 fк 
  опт
 fс 
4,00
3,70
3,35
3,05
2,80
2,60
2,45
2,30
Оптимальное соотношение диаметров камеры и сопла при
Рс
Р р
>0,106
можно также рассчитывать по формуле:
 Р 
 dк 
   0,935 с 
 Р р 
 d с  опт


Расчеты
по
(4) дают
практически
0 , 34
(4)
те
же
результаты,
которые
представлены в таблице 2.
3. Расчет диаметра сопла dc.
Этот расчет ведется по известным законам гидравлики:
dc 
4Qж
соп
ж
2( Р р  Рв )
где μсоn – коэффициент расхода (принимается 0,94);
(5)
14
ρж – плотность жидкости.
4. Расчет диаметра камеры смешения.
На основе формул (4) и (5) выводится формула для расчета Дк:
Дк = d с
fк
fс
(6)
5. Расчет длины камеры (Lк), диффузора (ℓg) и соплового расстояния (ℓс).
Геометрические параметры Lк и ℓg определяются исходя из эмпирических
соотношений:
Lк = (6…10) Дк
(7)
ℓg = 7( Д к1 - Дк)
(8)
Д к1 – конечный диаметр диффузора.
Д к1 = 2 Дк ,
(9)
ℓс = (3,4…3,7) Дк
(10)
В третьем разделе приводятся результаты исследования интенсивности
диспергирования водогазовой смеси в камере смешения ЖГЭ и оценка его
влияния на качество сепарации 1-ой ступени и сброс попутно-добываемой
воды. Постановка исследований была связана с возможными нарушениями
режимов работы аппаратов ДНС-13 из-за смешения сильно диспергированной
водогазовой смеси с поступающей на вход в сепаратор 1-ой ступени
добываемой нефти.
В
экспериментах
исследовалась
зависимость
среднего
диаметра
образующихся в ЖГЭ пузырьков газа от критериев Reв, Uо, dc/Дк, Lк/Дк:
Reв =
VВ Д к  в
В
(11)
где: Vв = Qв/0,785 Д к2 .
Максимальные значения критериев подобия в экспериментах составили
соответственно 1,1∙105; 1,8; 0,396 и 30.
Для измерения дисперсности воздушных пузырей отобранная из крана 8
смесь (рисунок 2) вводилась в цилиндрический стакан под слой прозрачной
жидкости высокой вязкости. Воздушные пузыри, всплывая быстро в воде и
15
попадая в слой высоковязкой жидкости, теряют скорость всплытия и
задерживаются
в
ней.
Далее
смесь
осторожно
перемешивалась
для
равномерного распределения пузырьков воздуха в объеме вязкой жидкости и
уменьшения их концентрации. Отобранная проба высоковязкой жидкости с
воздушными
пузырями
рассматривалась
на
предметном
стекле
под
микроскопом со шкалой объектмикрометра. Производился подсчет количества
пузырей по фракциям, а также средневзвешенного диаметра пузырей.
Обработка экспериментов позволила установить, что в исследованном
диапазоне чисел uо = 0,1 - 1,8 на выкиде ЖГЭ образуется множественная
эмульсия, представляющая собой вспененную жидкость, которая при отборе
быстро разделяется на воздух и воду матового цвета с диспергированными
пузырьками воздуха. В этой связи некоторая масса газа низкого давления
поступающая из ЖГЭ в сепаратор 1-ой ступени быстро отделяется в емкости.
Оставшийся же газ, диспергированный в воде, может осложнять сепарацию и
подготовку воды для закачки в систему ППД если в подводящих трубопроводах
не успеет произойти расслоения смеси.
Обработка результатов экспериментов позволила получить уравнение
множественной регрессии в степенном виде для определения среднего
диаметра пузырей воздуха в водной фазе после ЖГЭ (R2 = 0,74):
dП
d
L
= 1,15·103∙Re 21.05 ∙uо0,08∙( c )-0.26∙( к )-0,15, м,
Дк
Дк
ДК
справедливое
для
диапазонов
изменения
скоростей
и
(12)
геометрических
параметров экспериментальной установки. В исследованных диапазонах
изменения критериев величина среднего диаметра пузырей составляла 75 - 250
мкм.
Из формулы (12) следует, что к наиболее влияющим параметрам на
диспергирование относятся скорость истечения воды и диаметр сопла ЖГЭ.
Наиболее слабо влияющим фактором явился коэффициент эжекции газа uо.
В дальнейшем было произведено изучение диспергирования водогазовой
смеси на действующей установке ЖГЭ (ДНС-13). Отбор пробы смеси
16
непосредственно после ЖГЭ показал белый матовый цвет подтоварной воды,
насыщенный мелкими пузырьками газа 2-ой ступени сепарации. Через
примерно 2 - 3 минуты покоя происходило осветление воды из-за всплытия
пузырьков. По ориентировочным расчетам средний диаметр пузырьков газа
мелкодисперсной фракции, образуемых в ЖГЭ ДНС-13 составляет 155 мкм.
Анализ качества сбрасываемой на ДНС-13 воды по содержанию нефти
показал практически одинаковые результаты до установки ЖГЭ и после его
запуска – 25…30 мг/л при остаточном содержании воды в откачиваемой нефти
до 1 %. Дозирование деэмульгатора ХПД-006 на прием I-ой ступени сепарации
также при этом не изменялось и составило 0,025 кг/т. При этом факел ДНС-13
удалось ликвидировать.
В
четвертом
разделе
приведены
результаты
исследования
гидродинамических условий разделения водогазовых смесей в трубопроводах
после ЖГЭ перед смешением с поступающей на ДНС нефтью.
Для расслоения водогазовой смеси в подводящем к нефтепроводу
трубопроводе нужно определенное время. Оно зависит от дисперсного состава
газовой фазы в воде, скорости потока и диаметра трубы. После интенсивного
диспергирования в ЖГЭ водовоздушная смесь движется в трубопроводе в
относительно
спокойных
условиях.
В
горизонтальном
трубопроводе
происходит расслоение потока с образованием нижнего слоя воды. При
расслоении
потока
после
ЖГЭ
происходят
одновременно
два
противоположных процесса: всплытие в водном слое крупных пузырьков газа и
оседание водных капель из газовой фазы. Последний процесс происходит
значительно быстрее и интенсивнее из-за малых сопротивлений движению
водных капель в воздушной среде. Всплытию воздушных пузырей в водном
слое потока препятствуют также турбулентные пульсации в жидкости.
Для оценки структуры потока водовоздушной смеси в горизонтальном
трубопроводе 11 через определенные интервалы отбирались пробы смеси по
сечению трубы с помощью щупов 13 лабораторной установки (рисунок 2).
17
Щупы, расположенные по длине горизонтального трубопровода имели Гобразные окончания, направленные противоположно течению газожидкостной
смеси. Случаи, когда из щупа отбирался только воздух, соответствовали
наличию воздушного слоя над водным слоем с диспергированными пузырями
воздуха, которые не успели всплыть. Щупы позволяли определить высоту
поверхности раздела «воздух-водовоздушная смесь» их смещением по
вертикали. При подходе к этой поверхности из щупа начинала отбираться
водовоздушная смесь. Высота поверхности раздела «вода-воздух» составляла
от 0,35 до 0,90 диаметра трубы.
Экспериментами установлено существование такой поверхности на всех
режимах работы ЖГЭ. При этом высота поверхности по сечению трубы на
каждом режиме была различной, но постоянной по длине трубопровода.
Образование верхнего воздушного слоя происходило, главным образом, за счет
быстрого отделения крупнодисперсной фракции пузырей в потоке.
При малых скоростях течения водовоздушной смеси основной объем
воздушных пузырей (около 95 %) успевал в трубопроводе всплыть.
Отсутствие пузырьков воздуха в водном слое свидетельствовало о том,
что гидродинамические условия потока способствуют расслоению смеси, т.е.
структура потока неустойчива к расслоению. Устойчивость смеси определяется
скоростью потока разностью плотностей газа и жидкости, а также диаметром
трубы и вязкостью жидкости.
При движении двухкомпонентной смеси в трубопроводе существуют
определенные гидродинамические условия, при которых диспергированные
капля или пузыри газа удерживаются турбулентными пульсациями потока и не
позволяют им оседать или всплывать. В основу расчета максимального
диаметра пузырьков газа, удерживаемого турбулентным потоком, заложено
условие превышения так называемой динамической скорости над архимедовой
скоростью всплытия пузырей в воде. Закон гидравлического сопротивления в
трубах при этом принят согласно формуле Блазиуса, т.е. режима гидравлически
гладких труб.
18
Получена формула для расчета диаметра пузыря газа, удерживаемого
турбулентными пульсациями потока воды в трубопроводе:
VВ   В
,м
g (в   Г )
d=к
(13)
где Vв – приведенная скорость течения водной фазы в трубопроводе, м/с; k –
коэффициент пропорциональности.
Правая часть формулы (13) представляет собой модернизированный
параметр устойчивости смеси к расслоению.
Выражение (13) показывает, что с увеличением скорости потока и
вязкости жидкости диаметр удерживаемого пузыря возрастает, а с ростом
разности плотностей уменьшается.
Отборами проб водного слоя жидкости в горизонтальном трубопроводе
было установлено, что при малых расходах воды (2,0…3,0 м 3/час) на последнем
участке трубопровода происходило всплытие более 95% пузырей газа. Таким
образом, задаваясь Qв = 3,0 м3/час, uо = 1,8;
L
dc
= 0,396; к = 30 расчетный
Дк
Дк
средний диаметр образовавшихся пузырей газа в ЖГЭ по формуле (12)
составит 128·10-6 м.
Расчет максимального диаметра капель, удерживаемых потоком по (13)
на данном режиме составит:
d = к·2·10-4 м
(14)
В таком случае, приравнивая значения 128·10-6, м и к·2·10-4, м определим
экспериментальное значение коэффициента пропорциональности в (13). Оно
соответствует значению 0,64.
Условие равенства диаметров пузырей по (12) и (13) запишется в виде:
Dк Re к 1,05 U о
D Re
0, 08
0.56
(d с / Dк ) 0, 26 ( Lк / Dк ) 0,15
Fr
0,5
 в /(  в   г )
 0,55 103
(15)
где D – диаметр трубопровода; Re, Fr - критерии Рейнольдса и Фруда для
трубопровода, в которые введена приведенная скорость водной фазы.
19
Условие (15) определяет параметры ЖГЭ и трубы, при которых средний
диаметр удерживаемых пузырей будет наибольшим.
Для расчета длины горизонтального трубопровода диаметром D, на
которой произойдет расслоение водогазовой смеси с пузырьками газа (воздуха)
диаметром d можно ориентировочно воспользоваться формулой Стокса для
определения скорости всплытия сферической частицы в вязкой среде.
Располагая производительностью трубопровода Qв можно рассчитывать
длину L трубопровода, на котором происходит полное расслоение по формуле
L=
22,9Qв  в
d (  в   г ) gD
(17)
2
Расчеты при Qв = 180 м3/час, dк = 75·10-6 м (минимальный диаметр
капель); показали, что на ДНС-13 Поточного нефтяного месторождения с
длиной трубопровода 75 м до врезки в нефтепровод, ведущей в сепаратор I-ой
ступени сепарации при диаметре трубопровода 0,325 м происходит полное
расслоение водогазовой смеси.
Такой методикой расчета следует пользоваться при проектировании ЖГЭ
для утилизации газа низкого давления на площадках ДНС.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Установлены основные закономерности диспергирования водогазовых
смесей в камере смешения ЖГЭ и влияние на структуру дисперсной среды
скоростных и геометрических параметров эжекции и получена упрощенная
формула для расчета газосодержания нефтей в зависимости от газового фактора
и давления насыщения при температуре 20°С для группы пластов БВ
Поточного нефтяного месторождения.
2. Определено оптимальное значение одного из основных геометрических
параметров ЖГЭ – отношения расстояния от среза сопла до камеры смешения к
диаметру
камеры
смешения.
Предложена
упрощенная
методика
проектирования струйного аппарата с использованием экспериментальных
зависимостей, полученных различными авторами.
20
3. Получено эмпирическое соотношение для определения условий
разделения водогазовых смесей в горизонтальном трубопроводе после ЖГЭ
перед смешением с поступающей на дожимную насосную станцию нефтью.
Предложена формула для расчета длины трубопровода с полным разделением
водогазовой
смеси
при
заданном
среднем
диаметре
пузырей
газа,
образующихся в камере смешения ЖГЭ.
4. Опытно-промышленные испытания ЖГЭ на ДНС-13 показали, что
использование в качестве активной среды подтоварной воды высокого
давления не вносит каких-либо осложнений в процессы сброса воды и
сепарации газа. При этом была достигнута утилизация основного объема
попутного газа низкого давления, сжигаемого ранее на факеле. Экономический
эффект данного мероприятия составил 2193593 рублей в год.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих
работах.
1. Долгов Д.В. Оптимизация конструкции эжектора для утилизации
попутного газа низкого давления // Проблемы нефтегазового комплекса
Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Сб. науч. тр. – Уфа:
Монография. – 2006. – С. 26-28.
2. Долгов Д.В. Экспериментальная установка для исследования работы
жидкостно-газового эжектора // Там же. – С. 32-33.
3. Долгов Д.В. Способы борьбы с осложнениями в добыче нефти с
высоким содержанием газа / Д.В. Долгов, Е.Г. Сычев, А.М. Миннахмедов,
И.А. Пальчиков // Там же. – С. 34-36.
4. Долгов Д.В. Характер эмульгирования жидкости в струйном аппарате /
Д.В. Долгов, В.Я. Ведерников // Там же. – С. 41-44.
5. Долгов Д.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти с высоким
содержанием газа / Д.В. Долгов, Е.Г. Сычев, И.К. Минязев // Технологии
нефтегазового дела: Сб. науч. тр. – Уфа: УГНТУ. – 2007. – С. 117-120.
21
6. Долгов Д.В. Газопроявления в добыче нефти и технология утилизации
газа / Д.В. Долгов, Е.Г. Сычев, И.К. Минязев // Современные технологии
нефтегазового дела: Тез.докл. Всеросс. научн.-техн.конф. – Уфа: УГНТУ. –
2007. – С. 16-17.
7. Долгов Д.В. Влияние межсоплового расстояния на характеристику
жидкостно-газового эжектора // Электронный научный журнал "Нефтегазовое
дело", 2007. http://www.ogbus.ru/authors/Dolgov/ Dolgov_1.pdf. – 9 с.
8. Долгов Д.В. К вопросу о расчете газосодержания нефти Поточного
месторождения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2007.
http://www.ogbus.ru/authors/Dolgov/Dolgov_2.pdf. - 10 с.
9. Долгов
Д.В.Устойчивость
водогазовой
смеси
к
расслоению
в
трубопроводе // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2007.
http://www.ogbus.ru/authors/Dolgov/Dolgov_3.pdf. - 9 с.
10. Долгов Д.В. Применение струйных эжекторов газа в нефтедобыче /
Д.В. Долгов, А.В. Маслов // Нефтепромысловое дело. – 2008. - № 1. – С. 31-32.
11. Долгов Д.В. Проблемы добычи нефти из скважины с высоким
содержанием газа и его утилизации / Д.В. Долгов, Е.Г. Сычев, И.К. Минязев,
А.М. Миннахмедов // Известия вузов. Нефть и газ. – 2008. -№. – С. 55-57.
12. Долгов Д.В. Технология утилизации газа низкого давления с
использованием эжектора на ДНС – 13 ЦППН Поточного месторождения / Д.В.
Долгов, С.А. Леонтьев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб.
науч. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. – Вып. 3. – С. 299-302
13. Долгов Д.В. Исследование фактического газового фактора на
площадках сепарации ДНС – 13 ЦППН Поточного месторождения / Д.В.
Долгов, С.А. Леонтьев // Там же. - С. 295-299.
Соискатель
Д.В. Долгов
22
Издательство «Вектор Бук»
Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.
Подписано в печать 19.03.2009 г.
Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.
Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ.
Отпечатано с готового набора в типографии
издательства «Вектор Бук».
Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.
625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.
Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.