автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Гидромеханика подъемников вязких и эмульсионных нефтей

Люстрицкий Владимир Мстиславович

На правах рукописи

УДК 622.276.53:532.525.5

ГИДРОМЕХАНИКА ПОДЪЕМНИКОВ ВЯЗКИХ И ЭМУЛЬСИОННЫХ НЕФТЕЙ

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук.

Москва, 1998 г.

Работа выполнена на кафедре 'Теология и эксплуатация не тяных и газовых месторождений" Самарского государственного ti нического университета.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

доктор технических наук, профессор Сахаров В.А. доктор технических наук, профессор Максутов P.A. доктор технических наук, чл.-корр. АТН РФ Позднышев Г.Н.

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ:

институт 'Типровостокнефть"

Защита состоится апреля 1998 г. в " часов на

седании диссертационного Совета ДО 53.27.04 при Государствен Академии нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, ГС Москва, Ленинский просп., 65, ауд. 731.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Госуда венной Академии нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан "_" марта 1998 г.

ХБ.Е. Сс

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

В связи с непрерывным увеличением доли высоковязких жидкостей в общем объеме извлекаемой из нефтяных скважин продукции проблема их подъема на поверхность приобретает все большее значение. Отсутствие надежных методов гидромеханических расчетов подъемников высоковязких жидкостей становится основным сдерживающим началом в развитии новых технологий и в выборе уже существующего насосного оборудования для конкретных условий эксплуатации скважин.

Трудность в решении проблемы заключается в том, что газо-нефтеводяная смесь, движущаяся в скважине, относится к сложным термогидродинамическим системам. Кроме основных физических свойств, характеризующих любую жидкость - плотности и сжимаемости, упругости и температурной деформации, вязкости и поверхностного натяжения, которые уже сами по себе зависят от параметров состояния системы - газонефтеводяная смесь обладает еще целым рядом дополнительных свойств: взаиморастворимостью компонентов, фазовыми переходами, усадкой, дисперсностью фаз, а также способностью образовывать стойкие высоковязкие водонефтяные эмульсии при их перемешивании.

Эти свойства настолько сильно взаимозависимы друг от друга, а также от термодинамического состояния всей системы, что имеющиеся эмпирические корреляции часто оказываются не применимыми для решения конкретных нефтепромысловых задач.

До последнего времени остаются нерешенными вопросы о механизме образования нефтеводяных эмульсий в нефтяном подъемнике,

о влиянии степени дисперсности эмульсий на их вязкость, об инверсии фаз и об изменении структурных форм самого газонефтеводяного потока в глубиннонасосных скважинах, извлекающих высоковязкую жидкость. Поскольку остается неразработанной кинематика и динамика такого потока, оказываются невозможными определение эффективности работы насосов различных конструкций в скважине, выбор типа насоса из числа уже имеющихся, разработка комплекса требований для создания нового скважинного оборудования.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Разработать гидромеханическую модель глубиннонасосного подъемника высоковязкой жидкости, учитывающую режим его работы, дебит скважины, а также соотношение объемов нефти, газа и воды в потоке и их реологические свойства, и на основе этой модели разработать методы расчета технологических параметров штанговых сква-жинных насосных установок, а также обосновать выбор критериев эффективного использования насосов различных технологических схем и конструкций и режима работы всего подъемника в целом.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ РАБОТЫ

1. Исследование условий образования крупнодисперсных и эмульсионных структур газонефтеводяного потока в глубиннонасосной скважине, извлекающей высоковязкие жидкости при дебитах до 30 м3/сут.

2. Изучение гидромеханики полидисперсного газонефтеводяного потока в скважине.

3. Исследование реологических характеристик пластовых жидкостей и газожидкостных смесей в зависимости от структуры газонефте

водяного потока и термобарических условий системы.

4. Изучение причин возникновения и определение величины сил механического и гидродинамического трения штанг в подъемнике, а также определение потерь давления на трение жидкости в нем.

5. Разработка методик, позволяющих выполнять технологические расчеты подъемников высоковязкой жидкости, оборудованных штанговыми насосами различных конструкций.

6. Повышение эффективности применения насосов различных технологических схем и конструкций для откачки вязких жидкостей за счет использования технически обоснованного выбора насосного оборудования и режима его работы.

7. Разработка регламентирующих документов по проблемам оптимизации работы глубиннонасосных скважин и внедрению насосов специальных конструкций для откачки высоковязких жидкостей.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Решение поставленных задач осуществлялось с использованием аналитических методов исследования, лабораторных, стендовых и промышленных экспериментов, промысловых исследований в опорно-технологических скважинах. Экспериментальные и опытно-промышленные работы проводились на базе разработанных автором комплекса специальных технических средств и исследовательских методик для их реализации, позволяющих выполнять исследования изучаемых объектов в условиях, максимально приближенных к реальной скважине.

Для получения надежной информации в подъемниках и обработки лабораторных, стендовых и промысловых данных применялись

современные контрольно-измерительные приборы, соответствующее программное обеспечение и вычислительная техника.

При проведении аналитических исследований использовались классические положения математического анализа, уравнения математической физики и современной гидродинамики, описывающие физические процессы в скважине.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Установлено, что при забойных давлениях, больших давления насыщения нефти газом, и при дебитах до 30 м3/сут на забое в эксплуатационной колонне скважины образуется и движется до приема насоса крупнодисперсная нефтеводяная смесь, внутренней фазой которой является нефть.

2. Дано физическое объяснение и расчетная формула для определения величины снижения потерь давления по длине вертикального многофазного подъемника, вызываемого скольжением капель нефти.

3. Изучены условия образования эмульсионных структур в глу-биннонасосном подъемнике скважины.

4. Разработана математическая корреляция между расходным (Рв) и истинным (фв) объемным содержанием воды в вертикальном нефтеводяном потоке в зависимости от его приведенной скорости и установлены условия инверсии фаз в двух- и трехфазных вертикальных потоках в нефтяной скважине.

5. Разработан метод определения давления насыщения нефти попутным газом и установлены количественные показатели запаздывания в выделении газа в зависимости от градиента давления в системе.

6. Разработана физико-математическая модель, позволяющая оп

ределять изменение вязкости какой-либо конкретной нефти по характеру изменения ее плотности в зависимости от изменения количества растворенного в ней попутного газа и термобарических условий в системе.

7. Разработаны теоретические основы расчета вязкости водонеф-тяного и газонефтеводяного потоков в зависимости от термобарических условий течения, соотношения объемов фаз в потоке и его расходных характеристик.

8. Разработаны методы и математические корреляции для определения сил механического и гидродинамического трения штанг в подъемнике. Получены расчетные формулы для построения эпюры скорости потока жидкости по сечению кольцевого подъемника с подвижной штангой в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, скорости штанговой колонны и угла поворота кривошипа станка-качалки.

9. Разработан метод расчета потерь давления в вертикальном газожидкостном подъемнике нефтяной скважины, учитывающий гидродинамические характеристики потока и режим работы подъемника.

10. Разработана методика расчета подъемников высоковязких и эмульсионных нефтей в скважинах, оборудованных скважинными штанговыми насосами.

11. Сделан анализ работы штанговых насосов различных технологических схем и конструкций, предназначенных для откачки высоковязких жидкостей, и разработаны критерии их эффективного применения.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Результаты исследований гидродинамики дисперсного многофазного потока в вертикальной круглой трубе и математические корреляции для определения скорости стесненного движения капель, объемного соотношения фаз в нефтяном подъемнике в зависимости от расходных характеристик потока.

2. Методика определения вязкости нефти в зависимости от изменения количества растворенного в ней попутного газа и термобарических условий в системе.

3. Методика расчета вязкости водонефтяных и газожидкостных эмульсионных структур применительно к подъемникам скважин, образованных штанговыми скважинными насосами.

4. Методика расчета точки инверсии фаз в газожидкостном потоке в скважине.

5. Результаты исследований по определению сил механического и гидродинамического трения штанг в подъемных трубах и расчетные формулы для получения этих сил .

6. Методика расчета потерь давления на трение в вертикальном газожидкостном кольцевом потоке с подвижной внутренней стенкой в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, скорости штанговой колонны (внутренней стенки кольцевого подъемника) и угла поворота кривошипа станка-качалки.

7. Результаты исследования причин снижения потерь давления по длине газожидкостного подъемника при наличии скольжения фаз и методика определения величины этих потерь давления.

8. Метод определения давления насыщения нефти попутным газом.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

1. Разработана методика расчета подъемников высоковязких и эмульсионных нефтей из скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами, основанная на специальных стендовых, лабораторных и аналитических исследованиях автора.

Методика позволяет: дать оценку степени эффективности использования установленного на скважине оборудования;

выбрать оптимальный вариант конструкции штангового насоса, конструкцию штанговой колонны для конкретных условий скважины;

разработать режим работы выбранного оборудования, определить его предельные добывные возможности;

обосновать применение дополнительных технических средств -как-то: утяжеленного низа штанговой колонны, скважинных ТЭНов и т.п. - для увеличения эффективности работы скважинно-го оборудования.

2. На основании расчетных формул, разработанных и изложенных в диссертации, даются рекомендации по применению насосов специальных конструкций, предназначенных для откачки высоковязких жидкостей и нефтей с высоким газовым фактором; разработаны инструкции по их сборке, монтажу и спуску в скважины. Насосы опробованы и внедрены на промыслах ПО Коминефть и ОАО Самара-нефтегаз.

3. Разработан Альбом диаграмм для выбора глубиннонасосного оборудования и режимов его работы с учетом вязкости от-

качиваемой жидкости. Альбом используется, в частности, на промыслах ОАО Самаранефтегаз.

4. Разработаны и внедрены на промыслах ПО Коминефть и ОАО Самаранефтегаз методики подбора хвостовиков из насосно-компрессорных труб, подвешиваемых к приему штангового насоса. Методики позволяют: определить структуру нефтеводяного потока в хвостовике из на-сосно-компрессорных труб, подвешенных к приему насоса, вязкость и плотность откачиваемой жидкости в хвостовике и величину перепада давления на участке <фильтр скважины - прием насоса>;

определить дополнительное количество нефти, которое может быть извлечено из скважины без увеличения глубины подвески насоса и режима его работы.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные положения диссертации докладывались и получили одобрение на:

всесоюзном совещании "Применение неньютоновских систем для повышения нефтеотдачи в технологических процессах нефтегазодобычи". (Ухта, апрель 1985);

всесоюзном совещании по применению неньютоновских систем в нефтедобыче. (Ухта, март 1977);

всесоюзном семинаре "Пути повышения нефтеотдачи пластов и интенсификация разработки нефтяных месторождений путем совершенствования технологических процессов". (Ухта, май, 1983). всесоюзной научно-технической конференции "Ускорение научно-

технического прогресса". (Пермь, ноябрь, 1987). ученом совете нефтетехнологического факультета СамГТУ (Самара, 1997).

Результаты внедрения научно-технических разработок, изложенных в диссертации, обсуждены в открытой печати в статьях, перечисленных ниже, а также включены в монографию Ю.В. Зайцева, Ю.А. Балакирова Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1981.

НАУЧНОЕ МИРОВОЗЗРЕНИЕ И ИДЕОЛОГИЯ ДИССЕРТАЦИИ

формировались на трудах отечественных и зарубежных ученых И.М. Аметова, И.Т. Мищенко, В.А. Сахарова, М.Д. Валеева, H.H. Ренина, Л.И. Седова, Б.И. Бронштейна, Г.А. Фишбейна, A.M. Пирвердя-на, В.Г. Левича, Н.Г. Колмогорова, P.A. Максутова, Ю.Н. Васильева, Дж. Хаппеля, Г. Бреннера, Л.В. Габриелова, И.И. Дунюшкина, М.А. Мохова, Б.А. Соломыкова, Г.А. Алексеева, В.А. Ихтисанова, Ю.И. Бородина, Ю.А. Песляка, Е. Вахолдера, G. Хетсрони и др.

Автор остается благодарен безвременно ушедшему из жизни д.т.н. И.М. Аметову, а также академику РАЕН, профессору ГАНГ И.Т. Мищенко за их активную помощь в научной постановке проблемы, профессору ГАНГ В.А. Сахарову за тщательный всесторонний анализ результатов работы.

ПУБЛИКАЦИИ

По теме диссертации опубликовано 50 печатных работ, в том числе 3 изобретения, а также более сотни фондовых материалов в институтах Гипровостокнефть, Печорнипинефть, Ухтинском индустриальном институте и Самарском государственном техническом университете.

При разработке отдельных вопросов, связанных с темой диссертации, автор сотрудничал с начальником и главным инженером ПО "Коминефть" Байдиковым Ю.Н. и Калимуллиным Н.Г.; научными сотрудниками ВНИИнефть Аметовым И.М. и Капланом А.Р.; научными сотрудниками института Печорнипинефть Жуйко П.В., Балашовой В.Д., Камашевым А.Н., Гончаровым И.И., Дмитриевой Т.И., Харламовой Н.И. и Чупровым Г.И.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, выводов и заключения, а также из библиографического списка используемой научно-технической литературы (215 наименований). Работа изложена на 295 страницах машинописного текста, включая 54 рисунка и 7 таблиц.

Во введении излагаются общая характеристика проблемы добычи высоковязких и эмульсионных нефтей. Показано, что отсутствие надежных методов технологических расчетов подъемников высоковязких жидкостей становится существенным препятствием в развитии новых технологий добычи нефти.

В первой главе рассматриваются особенности работы подъемников высоковязкой жидкости, описывается история развития методов технологических расчетов подъемников, оборудованных скважинными штанговыми насосами; обосновываются цели и методы разработки методики гидродинамических расчетов подъемников высоковязких нефтей.

Подбор глубиннонасосного оборудования скважины по существующим в настоящее время методикам производится по величинам

экстремальных нагрузок на балансир СК - Рмдх и PM,N . Ими определяется грузоподъемность станка-качалки, крутящий момент на валу редуктора СК, приведенные напряжения в штангах.

Динамикой нагрузки на глубиннонасосное оборудование определяются также условия деформации штанговой колонны, а, следовательно, надежность ее работы, величина межремонтного периода эксплуатации скважины. В свою очередь деформация штанговой колонны определяет величину потери хода плунжера скважинного насоса, коэффициент подачи насоса и КПД всей установки.

Выбор глубиннонасосного оборудования, эффективность его работы и выбор режима помпирования высоковязких жидкостей зависят от того, насколько точно разработана схема нагружения глубиннонасосного оборудования и правильно определены составляющие силы.

Трудность в разработке соответствующих математических корреляций заключается в том, что для нефтяного подъемника, оборудованного штанговым насосом, силы трения определить весьма сложно. Это, по-видимому, и обусловило подход многих исследователей в сороковых - пятидесятых годах в разработке расчетных формул, основанный на допущении, что силы трения в подъемнике незначительны, а потому ими можно пренебречь. Однако, если это оказалось приемлемым при добыче маловязких жидкостей, то при гидродинамических расчетах подъемников вязких и эмульсионных нефтей приводило к совершенно неприемлемым результатом.

В 1965 г. A.M. Пирвердян предпринял попытку определить силу гидродинамического трения штанг и потери давления в подъемнике в предположении, что жидкость здесь движется по кольцевому каналу, внутренняя стенка которого (штанга) перемещается с постоянной ско

ростью.

Позднее М.Д. Валеев решил эту задачу для случая установившегося движения жидкости по кольцевому каналу с неподвижной внутренней стенкой.

Школа московских ученых, возглавляемая академиком Мищенко И.Т., разрабатывает методы расчета подъемников высоковязких жидкостей с учетом гармонического возвратно-поступательного движения штанговой колонны, основанные на стендовых исследованиях.

В результате этих исследований получены соответствующие корреляции, устанавливающие связь между вязкостью откачиваемой жидкости и потерями давления в подъемнике, а также силой гидродинамического трения штанг.

Однако практическое использование полученных решений затруднено по причинам, главными из которых являются следующие.

1. В реальных подъемниках поток газожидкостной смеси не стационарен; эпюры скоростей жидкости непрерывно искажаются как по сечению потока, так и по длине подъемника. Игнорирование локальных сил инерции в этом случае неизбежно должно привести к совершенно иным решениям в определении сил гидродинамического трения в подъемнике.

2. По-прежнему остаются слабо разработанными методы определения вязкости газожидкостной смеси в подъемнике.

3. В стендовых испытаниях обычно используются подъемники небольшой длины, а также заменители пластовых флюидов. Чаще всего в качестве таковых используются смеси воздуха и водных растворов каких-либо загустителей. Гидродинамика и механика в таких подъемниках сильно отличается от реальных.

Разработка метода гидродинамических расчетов многофазных подъемников высоковязких жидкостей должна основываться на решении комплекса задач, среди которых в качестве основных можно выделить следующие.

1. Исследование структуры, кинематики и динамики газонефтеводяного потока. Сюда следует отнести формирование дисперсной структуры потока, стесненное относительное движение капель и газовых пузырьков, условия инверсии фаз.

2. Изучение реологических свойств нефти, а так же двух- и трех фазных дисперсных систем.

3. Силы механического и гидродинамического трения в подъемнике.

4. Нагрузки, действующие на глубиннонасосное оборудование;, включающие силы трения; методики и алгоритмы их расчета.

5. Область рационального применения насосов различных конструкций для откачки жидкости.

Во второй главе рассматриваются вопросы формирования структуры многофазных потоков в скважине, а также условия и процессы дробления капель в подъемнике.

Показано, что при забойных давлениях выше давления насыщения нефти попутным газом нефть и вода поступают из пласта в скважину в незаэмульгированном состоянии; что при дебитах скважин до 30 м3/сут в нижней части скважины движется крупнодисперсная нефтеводяная смесь, где внутренней фазой является нефть.

Показано, что дробление капель происходит под одновременным воздействием как гравитационных сил, так и турбулентных вихрей. Получены расчетные формулы для определения среднего по объ

ему значения образующихся при дроблении капель.

Показано, что размеры пузырьков попутного газа невелики и что, поэтому их относительной скоростью в потоке высоковязкой жидкости можно пренебречь.

На поверхности обсадной колонны образуется пленка нефти. Такая пленка оказывается как бы зажатой между неподвижной металлической стенкой скважины и потоком воды с включенными в него каплями нефти. Режим движения нефти в пленке ламинарный и, следовательно, скорость нефти здесь обратно пропорциональна ее вязкости. Учитывая, что в скважине, обозначенной темой диссертации, вязкость нефти на один - два порядка выше вязкости внешней среды дисперсного осевого потока, можно заключить, что расход нефти в пленке должен быть близок к нулю. Это дает основание в данной работе исключить из рассмотрения пленочное течение жидкости вдоль стенки скважины.

Нижняя часть любой скважины перед пуском в работу насосной установки всегда заполнена водой. Пластовая вода, попадая при истечении ее из перфорационного отверстия в водную среду, немедленно смешивается с последней, образуя однородную систему. В силу несмешивания нефти с водой, нефть оказывается распределенной в воде в виде капель. Нефтяные капли могут образовываться либо непосредственно на устье перфорационного канала, либо при дроблении нефтяной струи на выходе ее из перфорационного отверстия.

На каплю нефти в процессе ее формировании действуют силы: гравитации, поверхностного натяжения, а также силы гидродинамического воздействия со стороны внешней среды. Аналитические исследования позволяют получить уравнение равновесия этих сил в Крите

риальной форме

4

Яе

- У\/е - 9 • — = 0, (1)

Аг

а

где а - радиус капли; Р - радиус перфорационного канала; Ре, \Л/е, Аг - критерии Рейнольдса, Вебера и Архимеда.

Полученная зависимость проверялась на специально разработанной установке, имитирующей истечение нефти и нефтеводяной смеси из перфорационного канала, выполненного в керне песчаника.

Исследования проводились при следующих рабочих параметрах установки:

расход жидкости через перфорационный канал - (1-=-5)-10б м3/с; проницаемость керна - (0,05-г0,49)-10"12 м2; тип керна - мелкозернистые песчаники; вязкость прокачиваемой жидкости 1>47 мм2/с. Анализ результатов эксперимента позволяет сделать выводы о том, что в пределах данной модели размеры получаемых капель хорошо согласуются с их расчетными значениями по приведенной выше формуле и что величина этих капель достаточно велика ~8-г 18 мм.

Известно, что в вертикальной трубе при некотором значении расхода одной жидкости, движущейся в виде капель через слой другой, может наступить инверсия фаз.

Эксперименты автора, а также работы других исследователей, показывают, что инверсия фаз может наступить при скорости жидкости, приведенной по площади сечения потока, больше 0,02 м/с это соответствует дебиту скважины -30 м3/сут при движении жидкости по всему сечению эксплуатационной колонны. Дебиты глубиннонасос

ных скважин, извлекающих высоковязкую жидкость, обычно не превышают 30 м3/сут, а гидродинамические характеристики в нижней части скважины меняются мало. Это позволяет констатировать, что на этом участке скважины образуется и движется только крупнодисперсная нефтеводяная смесь, где внутренней фазой является нефть.

Этот вывод важен тем, что гидродинамика крупнодисперсного потока достаточно хорошо описана в научно-технической литературе.

При изменении гидродинамических характеристик потока капли могут дробиться, создавая в конечном счете мелкодисперсную эмульсионную структуру.

В скважине напоры, действующие на каплю и связанные с возникновением вихревого движения, могут оказаться сопоставимыми по величине с напорами, возникающими под действием гравитационных сил.

Поэтому условия дробления капель в скважине следует рассматривать с учетом действия обеих этих сил.

Применяя принцип суперпозиции сил, действующих на каплю, условие их дробления следует записать:

Р0<(ЛРТ+Д РгРАв)> где Дрст - капиллярное давление внутри капли; Дрт, Аргрдв - давление от действия турбулентных пульсаций и сил гравитации.

В результате исследований получена аналитическая зависимость:

о _2 [ а

^а Рс -и 1 тг

%

л

+ (2)

а-3л/2 ^

где ст - межфазное натяжение; рс - плотность внешней фазы; и -

средняя скорость потока; иотн - скорость относительного движения капель; а - экспериментальный коэффициент, зависящий от режима движения; К - радиус канала (эквивалентный радиус сечения потока).

Оно определяет критический объем капли, при превышении которого происходит ее дробление.

Как показывают расчеты, при Ре >5000 влиянием гравитационных сил на дробление капель можно пренебречь. Тогда условие дробления можно упростить, приведя его к виду

3/

а \Л/а \/7

— = К,

Рг

(3)

к,

/ ! л

\а

■М2

Ут

0,0116 Ке^.

... а ._ и2 _ и-2-К \Л/е =--; Рг =-; Ре =-

Рс-д-и V,

Формула (3) обнаруживает хорошее совпадение с экспериментальными данными И.Д. Муратовой, полученными при перемешивании нефти в лабораторных условиях, и результатами промысловых исследований автора на работающих скважинах.

В третьей главе рассмотрены вопросы гидродинамики полидисперсного нефтегазоводяного потока в скважине, получена эмпирическая зависимость между скоростью относительного (стесненного) движения капель и их концентрацией в вертикальном потоке; исследованы условия инверсии фаз в двух и трехфазном вертикальном потоке; дано физическое объяснение и разработаны формулы для определения величины потерь давления по длине подъемника, вызываемого скольжением фаз.

Движение капли одной жидкости в другой приводит к возникновению поля скоростей, которое обуславливает появление сил сопротивления их движению. При стесненном движении капель возникает наложение полей скоростей, еще более увеличивающих сопротивление их движению.

Гидродинамика такого движения достаточно сложна и работ, посвященных изучению стесненного движения капель, значительно меньше, чем по суспензиям. Это связано, в частности, с определенными техническими трудностями по созданию монодисперсной системы капель. В связи с этим автором была разработана специальная лабораторная установка и проведены экспериментальные исследования на двухфазном дисперсном вертикальном потоке двух несмешивающихся между собой жидкостей.

В экспериментах варьировались:

плотность жидкостей - 817-^1000 кг/м3; межфазное натяжение - (30,1-т-72,8)-10"3 Н/м; вязкость дисперсной среды - 1,0-г9,4 мм2/с.

Кроме того от эксперимента к эксперименту менялся размер капель от 0,3 до 0,52 см, хотя в каждом эксперименте поток оставался монодисперсным.

В результате обработки данных получена эмпирическая зависимость

— = К, = 0,47 • (1 - Фд)+ 0,53 • едср(- 63 • фд), (4)

и0

где и, ио - скорости стесненного и свободного движения капель; Кф -коэффициент снижения скорости движения капель в зависимости от

объемной концентрации дисперсной фазы - фд.

С учетом этой зависимости, а также используя известные положения гидромеханики дисперсных сред, получена зависимость между расходом нефтеводяной смеси - С|ж, истинной - фв и расходной долей воды - Рв в вертикальном потоке:

Чж _к 1~Фд _

- N--7 " Фа • Р)

9 Фд-рд

Здесь Р - площадь сечения потока.

Согласно формулы (5), инверсия фаз в нефтеводяном двухфазном потоке происходит при фн = фв. Откуда объемное содержание воды в потоке в момент инверсии фаз - фкр в = 0,5.

По промысловым наблюдениям многих исследователей в трехфазном газонефтеводяном потоке точка инверсии фаз смещается в сторону более высоких значений фв .

Физико-химическая природа попутного газа и нефти одна и та же: это углеводородные жидкости. Пузырьки газа, выделяющегося из нефти, остаются в ней в окклюдированном состоянии. Поэтому газонефтяную смесь можно рассматривать как единую среду. Другой фазой по-прежнему является вода. Тогда точку инверсии фаз можно определить из условия ф^ +Фг = фв, где ф^, фр, срв - объемные доли соответствующих компонентов газонефтеводяного потока.

Используя более привычные соотношения Рв = и СПР,

/ Чж

условие инверсии нефти и воды можно записать в виде

,„ - пр

Фкр.в = о • ^

пр

Здесь фкр в - приведенный по давлению газовый фактор (газовое число).

Для Арланского месторождения, например, где приведенный газовый фактор находится в пределах 0,59-Я),68, объемная доля воды на уровне инверсии фаз оказывается равной - 0,61-Ю,63. Это практически совпадает с исследованиями М.Д. Валеева.

При фв > ф№ в в пробах жидкости, отбираемых на скважине, часть воды оказывается распределенной в нефти в виде капелек, образуя водонефтяную эмульсию. Оставшаяся доля воды находятся в смеси в незаэмульгированном ("свободном") состоянии.

Обрабатывая результаты промысловых наблюдений, можно записать эмпирическую зависимость для определения доли "свободной" воды в жидкости:

Фсвв

( \Уг

Фв - Фкр.в

(7)

V Фкр.в j

Доля заэмульгированной воды равна разности (фв _ Фсв в ) •

В этой же главе показано, что при наличии относительного движения капель или пузырьков в вертикальном потоке, в нем возникают дополнительные изменения давления по длине потока.

Это легко объяснить тем, что по данным исследований Дж. Ха-пеля, Р. Кармана, Зенца и др. при фд > 0,2 относительное движение

капель одной жидкости в потоке другой подчиняется закону Дарси.

Если диспергированы нефть или газ, этот перепад давления отрицателен. Его может быть определена по формуле

225

где - уменьшение перепада давления на единице длины подъ-

емника; (Д.с - динамическая вязкость внешней среды; с1 - средний размер дисперсной фазы.

Показано, что за счет относительного движения капель нефти при фд = 0,5, (1с мПа-с и с1 = 10 мм уменьшение перепада давления

на 1000 м подъемника составит 0,54-105 Па.

В четвертой главе приведены исследования реологических характеристик пластовых флюидов и их смесей. Разработаны физико-математические модели определения вязкости газонасыщенной нефти при различных термобарических условиях, вязкости нефтеводяных и газожидкостных эмульсионных структур.

Показано, что все свойства жидкости, которые в совокупности характеризуют динамику потока в скважине, могут быть разделены на две группы. К первой из них можно отнести неравновесные динамические свойства жидкости, связанные с переносом импульса, а также с тепло- и массопереносом. Сюда относится и вязкость жидкости. Ко второй - равновесные статические свойства, такие как плотность, сжимаемость, модуль упругости и т.п. И те, и другие являются функциями состояния жидкости и, в первую очередь, давления, температуры и объема растворенного в ней газа. Это заставляет предположить наличие взаимосвязи между динамическими и статическими свойствами жидкости через параметры состояния.

Все тела состоят из отдельных частиц. В механике жидкости понятие "жидкая частица" определяется как бесконечно малый объем сплошной среды, который при движении способен деформироваться, но масса которого не смешивается (не распадается на части) и не растворяется с окружающей средой. В то же время, по отношению к молекуле такая частица остается бесконечно большой.

Между жидкими частицами имеются определенные силовые взаимодействия. Чем меньше расстояние между частицами и выше степень их упаковки, тем больше сила их взаимодействия друг с другом т.е. р ~ Рвз. Чем выше силы взаимодействия между частицами, тем большее усилие нужно приложить, чтобы сдвинуть их относительно друг друга: Рв 3 ~ Р. Это усилие при постоянной скорости деформации пропорционально вязкости жидкой системы

Отсюда следует, что, если каким-либо способом частицы одной и той же жидкости уплотнить, например, повысив давление в системе, - это приведет к увеличению ее вязкости.

Величина приращения вязкости на единицу изменения ее плотности зависит от свойств самой жидкости и, в первую очередь, от ее реологических и упругих свойств. В частности, чем больше модуль объемной упругости жидкости, тем меньше деформация при силовом воздействии на систему, тем меньше изменяются силы сопротивления сдвиговым напряжениям и коэффициент динамической вязкости жидкости.

Из сказанного можно написать феноменологическое уравнение Ац = к • ц • Ар,

где к - коэффициент, зависящий от параметров состояния системы и

от упругих свойств жидкости, м3/кг:

к = /Гр,С,Т,- .

V 87

Здесь р, Т - давление и температура системы; в - объем газа, растворенного в единице объема жидкости; е - модуль объемной упругости жидкости.

Зависимость Дц = /(Др) устанавливает связь между изменениями вязкости и плотности конкретной жидкости вблизи некоторого значения ее вязкости.

В результате некоторых преобразований получено

= (9)

М'р.в.т Е

где Ц0 0 0 , Р0,о,о " вязкость и плотность дегазированной жидкости, замеренные при стандартных условиях; |1рСТ - вязкость жидкости при заданных значениях р, С , Т.

Параметр Е, полученный аналитически, равен

С Рр,в,Т

Е =-3--

Ро,о,о Рр.э.т

Он характеризует упругие свойства жидкости при различных соотношениях р, С, Т и аналогичен модулю объемной упругости

Е = • /(р). По этому его можно назвать обобщенным модулем объ-

Ар

емной упругости жидкости.

Исследования зависимости \|/ = /(р, С, Т) для трансформаторного масла (при в = 0, р = 105 Па и 0 < Т < 120°С), воды (при

6 = 0, 105 <р<74-105 Па и 0< Т <290° С) и нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения (при 6,6 < в < 36,1 м3/т р = 12,3 МПа, Т = 20° С) показали ее линейность относительно параметров р, в, Т:

¥р,з,т = а + Ь- Т + с- р + с!-С,

где а, Ь, С, с! - числовые коэффициенты, величина которых различна для каждой жидкости.

Уравнение (9) позволяет определить зависимость |а(р, 6,Т) при минимальном числе экспериментальных лабораторных исследований. Кроме того ее удобно использовать в математическом аппарате при гидродинамических расчетах подъемников высоковязкой нефти.

Кажущаяся вязкость эмульсии зависит от вязкости ее компонентов, объемной доли дисперсной фазы, а также от степени дисперсности

Мэ =/(фд.^д.Ис.а)> где а, ф0 - размер капель и объемная доля дисперсной фазы; ц.д, ц.с -

вязкости дисперсной и внешней фаз эмульсии;

Используя модель эмульсии Эйнштейна, можно записать для относительной вязкости эмульсии ц:

_ цэ \Л/Э \л/ + л^л^ + д\л/2 „ т. д\лл

ц = — = —— = —2---- =1 +-+-2~,

Цс Wc \л/с wc wc

где \Л/Э, \Л/С - скорость диссипации энергии в гидродинамически подобных системах движения эмульсии и однородной жидкости, играющей в этой эмульсии роль внешней фазы; дополнительные потери энергии, связанные: Д\Л/1 - с деформацией поля скоростей однородной

жидкости от внесения в нее дисперсных частиц; Д\Л/2 - с величиной площади раздела фаз (суммарная площадь поверхности капель), зависящей от степени дисперсности внутренней фазы.

В рамках модели Вахолдера - Хитсрони можно записать эту же формулу в виде

]1 = 1 +5,5- Квх -фд + Ар,

где

И ' ^

- Д\ЛА

\Л/,

'Не

В общем случае величина Ар должна зависеть от размера капель и их концентрации:

ДД = $./(ф»)-/(а),

где - числовой коэффициент.

Для нахождения функции Ац. использованы данные Б.А. Со-ломыкова, который исследовал как изменяется вязкость водонефтяной эмульсии от дисперсности капель.

При разработке корреляции Ар = ^фд,а) учитывались следующие положения.

1. При фд —» 0 относительная вязкость р стремится к единице.

Для выполнения этого условия необходимо потребовать, чтобы при фд -» 0 Ар -» 0.

2. По мере увеличения размера капель влияние его на относительную вязкость эмульсии ослабевает. При некотором его значении влиянием размера капель на вязкость дисперсной среды можно пре

небречь, то есть потребовать, чтобы при 3 > ЭМАХ

В результате обработки экспериментального материала Б.А. Соломыкова получена следующая корреляция

(\ 1 У

Н.а=А"аа- -ЧУ^-Квс),

V" МАХ у

где А = 104; а = 3,36; р = 3,18; 8^=200 мкм; \\i - фактор взаимодействия частиц Вахолдера - Хетсрони, который зависит от (ig. При [ig ->оо: v|/ = KBX|^.

Полученные зависимости позволяют определить вязкости во-донефтяных ц' (при (рв > фкр в) и нефтеводяных |i" (при фв > фКР в ) эмульсий.

Расчеты вязкости водонефтяной смеси в диапазоне 0 < фв <1 сопоставлены с результатами исследований 38 устьевых проб жидкости, проведенными Г.А. Алексеевым и P.P. Мухаметгалеевым на скважинах Арланского месторождения. Сопоставление расчетных и фактических данных позволяет рекомендовать полученные корреляции к практическому применению.

В этой же главе приведены расчетные формулы для определения вязкости газожидкостного потока. Формулы получены на основе корреляции Вахолдера - Хетсрони.

В пятой главе рассматриваются условия возникновения сил гидродинамического и механического трения в подъемнике. Показано, что механическое трение штанг о трубы и развинчивание муфтовых соединений штанг связано главным образом с потерей устойчивости штанговой колонны, с ее продольной деформацией. Разработаны рас

четные формулы для определения сил гидродинамического трения штанг о жидкость и для определения потерь давления при движении жидкости в подъемнике.

Для построения эмпирических зависимостей по определению сил трения штанговой колонны разработан и сооружен специальный стенд на одной из ликвидируемых глубиннонасосных вертикальных скважин Западно-Тэбукского месторождения. На глубине 1108 м в скважине был установлен цементный мост. В скважину опустили 900 м насосно-компрессорных труб внутренним диаметром 62 мм и 696 м штанг диаметром 22 мм. Каких-либо частей штангового насоса или других механических устройств в скважине не было, тем самым это обеспечивало постоянство давления на нижний торец штанговой колонны во все время эксперимента. Показано, что критическая длина колонны, при которой она в условиях эксперимента теряет продольную устойчивость и начинает укладываться в полости насосно-компрессорных труб в виде спирали, не превышает 2 м.

При перемещении деформированной таким образом штанговой колонны возникает сила механического трения и крутящий момент, способствующий разворачиванию резьбовых соединений на муфтах штанг.

Как показали исследования сила механического трения штанг на участке колонны штанг, подверженному продольному изгибу, составляет ~19 Н/м или 70% от веса единицы длины штанг в жидкости.

Сила гидродинамического трения штанг о жидкость рассчитывается по формуле

au

Тгд.шт =2-Ti-R1 ц

r=R,

Получено аналитическое решение уравнения Навье-Стокса для

<Л)

определения зависимости —

¿/г

где

2 • г • 1п т

т = ; ак

Н* . /Н

«1 УР

Л2

Ек =

з1п со • 1 — Мк -Вк(1)

а.

^(ик)-^к-т). ^(Цк-т)

Мк-Вк(1) = .

(10)

• ли ю • I---со5 ш • I +--е к

1+

ак

ак

а„

Ук = ^с

К1

Йкб-к1.

Здесь ^, Ут - функции Бесселя первого и второго рода ш-го порядка; 1Ч2 - радиусы штанг и труб; \]/к - собственная функция уравнения; ЦУкЦ - норма собственной функции уравнения; цк - корни

характеристического уравнения; со - угловая скорость кривошипа С К; в - длина хода точки подвеса штанг; , р - динамическая вязкость и плотность жидкости.

Дан анализ полученных зависимостей. Показано, что при

У

г

(I > 50 мПа-с касательные напряжения на штангах увеличиваются пропорционально вязкости, что функция скорости штанг и градиента их скорости жидкости на их поверхности близки к синусоидальным но не совпадают по фазам угла поворота кривошипа. Их расхождение зависит от вязкости жидкости.

Применимость полученных решений для определения сил трения штанг о жидкость проверялась на стенде-скважине, описанном выше. В диссертации приведены результаты этих исследований, которые обнаруживают хорошую сопоставимость с расчетными данными.

В пятой главе приводятся так же корреляции, полученные для расчета потерь давления на трение при движении жидкости в подъем-

Лр/

нике на единицу его длины - у* и •

Показано, что на величину потерь давления на трение жидкости в подъемнике оказывают существенные влияние локальные составляющие сил инерции и потому эти потери давления зависят от угла поворота кривошипа СК.

В шестой главе разработаны методика и алгоритм гидромеханического расчета глубиннонасосных подъемников высоковязкой неф

где

ти. Показано, что основным критерием при выборе типа насоса для откачки высоковязкой нефти является требование минимизации максимальных и амплитудных нагрузок. Это, в свою очередь, ведет к снижению силы механического трения штанг и числа разворотов их муфт, а также к снижению приведенных напряжений в колонне, увеличению коэффициентов наполнения насоса и подачи глубиннонасос-ной установки.

Здесь же сделан анализ применения насосов различных технологических схем глубиннонасосных установок. Показано, что часть из них неприменима или малоэффективна в силу того, что при их разработке не учитывались условия формирования эмульсионных структур в подъемнике, изменение их вязкости; применение других обусловлено конкретными технологическими показателями работы скважины. Дается теоретическое обоснование эффективного применения хвостовиков в глубиннонасосных скважинах.

В этой же главе приведены результаты промысловых исследований скважин, оборудованных насосами различных конструкций.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Изучены условия образования крупнодисперсных и эмульсионных структур газонефтеводяного потока в глубиннонасосных скважинах, извлекающих высоковязкие жидкости.

Установлено, что при дебитах 30 м3/сут и меньше размер образующихся на выходе из перфорационного канала капель находится в пределах 10ч-16 мм.

Показано, что ниже насоса в скважине значительного дробления капель не происходит, потому поток представляет собой крупно

дисперсную систему, внутренней фазой которой является нефть.

Образование эмульсии в глубиннонасосной скважине происходит в подъемнике, начиная от приема насоса и до ее устья. Вскрыты физико-механические причины образования водонефтяной, а также двойной эмульсии в подъемнике и разработана гидродинамическая модель структурных форм газонефтеводяного эмульсионного потока в скважине.

Разработана математическая корреляция, позволяющая получить критический размер средней по объему капли в зависимости от скорости газожидкостного потока в скважине. При превышении этого размера возникают условия ее дробления на более мелкие. Расчеты по данной формуле обнаруживают хорошую сопоставимость с экспериментальными данными исследований эмульсий в лабораторных условиях и данными наблюдений на скважинах.

Показано, что относительная скорость газовых пузырьков при движении потока высоковязкой жидкости в лифте глубиннонасосной скважины пренебрежимо мала.

2. Изучена гидромеханика полидисперсного газонефтеводяного потока в скважине.

При этом получена зависимость между скоростью относительного (стесненного) движения капель в жидкости и их концентрацией. Это позволило разработать обобщенную корреляцию между расходным (Рв) и истинным (срв) водосодержанием в вертикальном нефте-водяном потоке в зависимости от его скорости, а также рассчитать плотность нефтеводяной смеси.

Исследованы условия инверсии фаз в двух- и трехфазном вертикальных потоках и получены соответствующие математические

корреляции для расчета точки инверсии фаз. Это, в свою очередь, является физико-математической основой для построения реологической модели газожидкостного потока.

Дано физическое объяснение дополнительного изменения давления в вертикальных трубах, вызываемого скольжением фаз, и разработаны формулы для расчета величины этого давления.

3. Изучены реологические характеристики пластовых жидкостей и газожидкостных смесей. Разработана физико-математическая модель определения вязкости газонасыщенной нефти при различных термобарических условиях в системе.

Разработаны теоретические основы расчета вязкости водонеф-тяных дисперсных систем и, в частности, методы расчета вязкости жидкости в скважине при различных соотношениях компонентов неф-теводяной смеси и скорости ее движения. Разработан метод определения вязкости газонефтеводяного вертикального потока в зависимости от термобарических условий системы, соотношения его фаз и расходных характеристик. Исследовано влияние скорости неравновесных процессов сепарации газа из нефти на количественную характеристику самого процесса. Разработаны математические корреляции, позволяющие рассчитать величину запаздывания выделения газа из нефти в насосе и подъемнике.

4. Изучены силы механического и гидродинамического трения штанговой колонны, а также потери давления на трение жидкости в подъемнике.

При этом предложена новая модель возникновения сил механического трения штанг о подъемные трубы, обусловленная продольной деформацией штанговой колонны. В результате стендовых испы

таний получено численное значение силы механического трения штанг о трубы на единице длины колонны, подверженной продольной деформации, которое равно 19 Н/м. Как показали стендовые испытания, зависимости величины этой силы от вязкости жидкости не выявлено.

Получены расчетные формулы для построения эпюры скорости потока жидкости по сечению кольцевого подъемника с подвижной внутренней стенкой при различных значениях угла поворота кривошипа станка-качалки.

Разработаны расчетные формулы для определения сил гидродинамического трения штанг о жидкость и проведены стендовые испытания с целью оценки применимости этих формул в условиях скважины. Получено хорошее совпадение расчетных и замеренных на стендовой скважине величин нагрузок, что позволяет рекомендовать эти формулы к практическому использованию.

Разработаны расчетные формулы для определения потерь давления при движении жидкости в кольцевом подъемнике с подвижной внутренней стенкой.

5. Сделан анализ эффективности применения насосов различных технологических схем для откачки вязких жидкостей и разработаны критерии их эффективного применения.

При этом разработаны методика и алгоритм расчета гидродинамических характеристик подъемников высоковязкой жидкости в том числе и экстремальных нагрузок на балансир СК с учетом реологических свойств откачиваемой газожидкостной смеси и сил трения штанг, вне зависимости от типа используемого насоса. Составлен АЛЬБОМ диаграмм для выбора серийных насосов и станков-качалок и для определения их добывных возможностей и режимов работы в зависимости

от вязкости откачиваемой жидкости. Показано, что основным критерием при выборе типа глубинного насоса, откачивающего высоковязкую жидкость, и компоновки скважинного оборудования является требование минимизации максимальных и амплитудных нагрузок на балансир СК. Показано, что пренебрежение гидродинамическими расчетами при выборе глубиннонасосного оборудования может привести к серьезным технологическим просчетам и к сдерживанию в вопросах разработки новых технологий подъема высоковязких жидкостей. Разработано гидродинамические обоснование эффективного применения хвостовиков в глубиннонасосных скважинах.

ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДИССЕРТАЦИИ ИЗЛОЖЕНЫ В 50 ПЕЧАТНЫХ РАБОТАХ, В ТОМ ЧИСЛЕ:

1. Люстрицкий В.М. Определение эффективности применения хвостовиков в глубиннонасосных скважинах. //Сб. науч. тр. Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР/ Печор. гос. н.-и. и проект, ин-т (Печорнипинефть) - М.: ВНИИОЭНГ, 1975, - с. 86 - 92.

2. Люстрицкий В.М., Балашова В.Д. Методика расчета предельных дебита скважины и длины подвески штангового насоса при откачке вязких жидкостей. //Сб. науч. тр. Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтеносной провинции/ - Печор. гос. н.-и. и проект, ин-т (Печорнипинефть) -М.: ВНИИОЭНГ, 1978. с. 83 - 86.

3. Люстрицкий В.М., Клементьев А.Н., Камашев В.А. Эксплуатация скважин двухплунжерными насосами. /Р. н-т. сб. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. № 11. с. 21 - 22.

4. Люстрицкий В.М. Расчет подъемника высоковязкой нефти /Р. н,-т. сб. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983 № 5. с. 6 - 8.

5. Каллимуллин Н.Г., Люстрицкий В.М. Особенности работы подъемников высоковязкой нефти. //Экспресс-информация, сер. Тех. и технолог. доб. нефти и обустройство нефт. мест-ний. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991, Вып. 6. с. 13 - 17.

6. Люстрицкий В.М. Эксплуатация нефтяных обводняющихся скважин. //Сб. науч. тр. Сбор, транспорт, подготовка нефти и автоматизация нефтепромыслов/ Гос. ин-т по проектир. и исслед. раб. в нефтедоб. пром. (Гипровостокнефть).- М.: Недра, 1967. Вып. 10. - с. 14-21.

7. Люстрицкий В.М. Экспериментальное исследование стесненного движения капель в жидкой среде. //Изв. вузов. Сер. Нефть и газ./ - Баку: АзИНиХ, 1970, № 7. с. 73 - 77.

8. Люстрицкий В.М. Гравитационное разделение потоков двух не-смешивающихся жидкостей различной плотности при их встречном движении //Сб. науч. тр. Сбор и транспорт нефти на промыслах/ Гос. ин-т по проектир. и исслед. раб. в нефтедоб. пром. (Гипровостокнефть). - Куйбышев: куйбышевкнигоиздат, 1972. Вып. 14. - с. 83 - 91.

9. Люстрицкий В.М. Стесненное движение капель в жидкости. //Сб. науч. тр. Сбор и транспорт нефти на промыслах/ Гос. ин-т по проектир. и исслед. раб. в нефтедоб. пром. (Гипровостокнефть). - Куйбышев: куйбышевкнигоиздат, 1972. Вып. 14. - с. 70 - 77.

10. Люстрицкий В.М. Обращение фаз при всплывании или осаждении системы капель в жидкой среде //Сб. науч. тр. Сбор и транспорт нефти на промыслах/ Гос. ин-т по проектир. и исслед. раб. в нефтедоб. пром. (Гипровостокнефть). - Куйбышев: куйбышевкнигоиздат, 1972. Вып. 14. - с. 77 - 82.

11. Люстрицкий В.М., Дмитриева Т.И., Харламова Н.И. Анализ работы штанг на месторождениях «Коминефть». //ЭИ., Сер. Нефтепромы

еловое дело - М.: ВНИИОЭНГ, 1978, № 3, с. 1 - 4.

12. Глоговский М.М., Люстрицкий В.М. Предельный отбор безводной нефти при раздельном извлечении пластовых жидкостей из обводненной скважины. //Изв. вузов. Сер. Нефть и газ / - Баку: АзИНиХ, 1973, № 6, с. 35 - 40.

13. Глоговский М.М., Люстрицкий В.М. Предельный дебит жидкости при раздельном извлечении нефти и воды из обводненной скважины. //Изв. вузов. Сер. Нефть и газ/ - Баку: АзИНиХ, 1972, № 11, с. 43 - 48.

14. A.c. 598374 СССР, кл. Е 21 В 43/00 Газлифтный способ добычи нефти/ В.М. Люстрицкий, Г.С. Чупров, Г.Г. Омаров (СССР) - № 208689822-03; Заявл. 24.12.74; Опубл. 15.01.76, Бюл. № 21 4 с. ил. 2.

15. Люстрицкий В.М. Определение эффективно действующего газового фактора в газлифтных скважинах. //Сб. науч. тр./ Гос. ин-т по проектир. и исслед. раб. в нефтедоб. пром. (Гипровостокнефть). -Куйбышев: куйбышевкнигоиздат, 1974. Вып. 22.

16. Люстрицкий В.М. Определение оптимальной глубины подвески насоса на скважинах Западно-Тэбукского месторождения. //Сб. науч. тр. Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР/ Пе-чор. гос. н.-и. и проект, ин-т (Печорнипинефть) - М.: ВНИИОЭНГ, 1975, - с. 81-96.

17. Люстрицкий В.М. Эффективность раздельного извлечения и сбора пластовых жидкостей на месторождениях. /Р. н-т. сб. Нефтепромысловое дело - М.: ВНИИОЭНГ, 1976, № 8. - с. 53 - 55.

18. Люстрицкий В.М. Определение истинного содержания воды в вертикальном потоке. //Сб. науч. тр. Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР/ Печор. гос. н-и. и проект, ин-т (Печорнипи-нефть)- М.: ВНИИОЭНГ, 1976, с. 80 - 84.

19. Аметов И.М., Люстрицкий В.М. Особенности работы подъемников тяжелой нефти. // Тез. докладов Всес. совещания «Применение неньютоновских систем для повышения нефтеотдачи в технологических процессах нефтегазодобычи», 23-25 апреля 1985, Ухта. с.5.

20. Инструкция по сборке, монтажу и спуску в скважины двухплун-жерных насосов для откачки высоковязких жидкостей. //ПО Коми-нефть, Печор. гос. н.-и. и проект, ин-т/. В.М. Люстрицкий. Отв. ис-полн. В.А.Камашев, А.Н. Клементьев. - Ухта: Печорнипинефть 1978. 31 е.: ил.

21. Люстрицкий В.М. Номограмма для определения концентрации воды в вертикальном нефтеводяном потоке //Сб. науч. тр. Добыча нефти./ Всес. нефтегаз. н.-и. ин-т. (ВНИИ) - М.: 1977. № 62. с. 90 - 94.

22. Люстрицкий В.М. Проблемы эксплуатации скважин при разработке месторождений с высоковязкими нефтями. Тез. докладов на Всес. совещании по применению неньютоновских систем в нефтедобыче 2325.03.1977, Ухта, с. 2-3.

23. Методическое руководство по эксплуатации скважин при интенсивном пескопроявлении и откачке неньютоновских жидкостей. /МИННЕФТЕПРОМ СССР, ВНГНИИ, ПО «Башнефть», Азнипинефть, Азиннефтехим/ Авторы: Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Люстрицкий В.М. и др. - Уфа: 1977. - 182 с.

24. Люстрицкий В.М., Каплан А.Р. Определение гидродинамических нагрузок на головку балансира при добыче вязких нефтей штанговыми насосами. //Сб. науч. тр. Проблемы освоения Тимано- Печорской нефтеносной провинции./ Печор. гос. н-и. и проект, ин-т (Печорнипинефть) - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. с. 86 - 93.

25. Данилова Н.М., Люстрицкий В.М. Вязкость смеси двух нефтей

//Нефтепромысловое дело/ Сб. науч. тр. НТФ Самарского гос. тех. уни-вер-та. - Самара: СамГГУ, 1997, - с. 15.

26. A.c. 981594 СССР, КлЗ Е21 В 43/14 Глубиннонасосная установка /В.М. Люстрицкий, В.А. Камашев (СССР) - 2912466/22-03. Заявл. 21.04.80. Опубл. 15.12.82. Бюл. № 46. с. 3.

27. Люстрицкий В.М. Определение вязкости газонасыщенной нефти Усинского месторождения. /Р. н-т. сб. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 3. с. 27 - 29.

28. Люстрицкий В.М. Экспериментальные исследования процесса дегазирования нефти /Тез. Докладов Всесоюзного семинара «Пути повышения нефтеотдачи пластов», Ухта, 4-5.05.1983. с. 9.

29. Люстрицкий В.М. Особенности работы подъемников тяжелой нефти. /Тез. докладов Всесоюзного семинара «Пути повышения нефтеотдачи пластов», Ухта, 4-6.05.1983, с. 17 - 18.

30. Люстрицкий В.М. Инверсия фаз в подъемнике нефтяной скважины. //Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений/ Сб. науч. тр. НТФ Самарского гос. тех. универ-та. - Самара: СамГТУ, 1997,-с. 37-41.

31. Люстрицкий В.М. Сила трения штанг в подъемнике скважины //Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений/ Сб. науч. тр. НТФ, Самарский.гос. тех. универ-т. - Самара: СамГТУ, 1997. с. 22 -27.

32. Люстрицкий В.М. Формирование дисперсного водонефтяного потока в скважине //Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений/ Сб. науч. тр. НТФ, Самарский гос. тех. универ-т/ Самара: СамГТУ, 1997. с. 17-22.

33. Люстрицкий В.М. Влияние дисперсности на вязкость нефтеводя

ных эмульсий /Р. н-т. сб. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1997, № 11-12.

34. Люстрицкий В.М. Механическое трение штанг в скважине /Р. н.-т. сб. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1997, № 11-12.

35. Люстрицкий В.М., Гончаров И.И. Экспериментальное исследование особенностей неравновесной дегазации тяжелых нефтей. //Изв. вузов .Сер. Нефть и газ / - Баку: АЗИНиХ, 1986, № 4. с. 33 - 36.

36. Люстрицкий В.М. Вязкость нефтеводяных эмульсий //Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений/ Сб. науч. тр. НТФ Самарский гос. тех. универ-т - Самара: СамГТУ, 1997. с. 27 - 31.

37. Люстрицкий В.М. Вязкость газонасыщенной нефти при различных термобарических условиях /Р. н-т. сб. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1997, № 11 - 12.

38. Люстрицкий В.М., Байдинов Ю.Н., Каплан А.Р. Применение штанговых насосов для откачки вязких жидкостей из скважин //Экспресс - информация, сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977, Вып. 22, с. 17 - 22.

39. Люстрицкий В.М. К расчету технологического режима глушения скважин. //Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики./ Межвузовский тем. сб. науч. тр. УНИ. - Уфа: 1992. с. 155 -159.

40. Люстрицкий В.М. Анализ работы кольцевых подъемников высоковязкой нефти // Тез. докладов Всесоюзной науч.-тех. конференции «Ускорение научно-технического прогресса», Пермь, 1987.

41. A.c. 1277668 СССР, кл. 4Е 21 В 47/06. Способ определения давления насыщения нефти газом /И.М. Аметов, В.М. Люстрицкий, П.В. Жуйко (СССР) - № 3865778/22-03; Заявл. 12.12.1984. Опубл.

15.08.1986.-3 с, ил.

42. Люстрицкий В.М. Определение коэффициента сжимаемости релак-сирующих нефтей//Изв. Вузов «Нефть и газ», Баку, 1988, №8, с. 43 -45.

43. Инструкция по сборке, монтажу и спуску в скважины двухплун-жерных насосов для откачки высоковязких жидкостей или жидкостей с большим газовым фактором //Самарский гос. Тех. университет; Центр науки и образования «Нефть и газ»/ Люстрицкий В.М. - Самара: Сам-ГТУ, 1996, с. 17.

44. Люстрицкий В.М. Опыт эксплуатации скважин способом РИНиВ на Покровском месторождении. //Сб. науч. тр. Сбор, транспорт, подготовка нефти и автоматизация нефтепромыслов/ Гос. ин-т по проектир. и исслед. раб. в нефтедоб. пром. (Гипровостокнефть). - М.: Недра, 1967. Вып. 10.-с. 9- 14.

45. Люстрицкий В.М. Раздельное извлечение пластовых жидкостей из скважины и условия его применения //Сб. науч. тр. Сбор и транспорт нефти на промыслах/ Гос. ин-т по проектир. и исслед. раб. в нефтедоб. пром. (Гипровостокнефть). - Куйбышев: куйбышевкнигоиздат, 1972. Вып. 14.-с. 92-98.

46. Люстрицкий В.М., Камашев В.А. Применение пакеров-отсекателей при глушении скважин //Сб. науч. тр. Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтеносной провинции/ - Печор. гос. н.-и. и проект, ин-т (Печорншшнефть) - М.: ВНИИОЭНГ, 1980. Вып. 8. с. 72 - 76.

47. Люстрицкий В.М., Камашев В.А. Пакер-отсекатель для нефтяных насосных скважин /Р. н.-т. сб. Машины и нефтяное оборудование. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980, № 7, с. 25 - 27.

48. В.М. Люстрицкий. Альбом диаграмм для выбора глубиннонасос

ного оборудования при откачке вязкой жидкости /ПО Коминефть; Пе-чор. гос. н-и. и проект, ин-т. - Ухта: Печорнипинефть, 1979. - 89 с.

49. Временная методика подбора и определения эффективности хвостовиков при эксплуатации глубиннонасосных скважин //ПО Коми-нефть, Печор. гос. н.-и. и проект, ин-т (Печорнипинефть). Рук Люст-рицкий В.М. - Ухта: 1977. - с. 25.

50. Методика расчета эффективности хвостовиков глубиннонасосных скважин в НГДУ «Первомайнефть». //Самарский гос. тех. уни-зер.(СамГТУ), Центр науки и образования «Нефть и газ». Рук. Люст-рицкий В.М./ Отв. исп. Папировский В.Л. - Самара: Сам! ГУ, 1997. -с.15.

В.М. Люстрицкий

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

Люстрицкий Владимир Мстиславович

ГИДРОМЕХАНИКА ПОДЪЕМНИКОВ ВЯЗКИХ И ЭМУЛЬСИОННЫХ

НЕФТЕЙ

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Самара, 1998 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ' 9

1. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ И РАСЧЕТА ПОДЪЕМНИКОВ

ВЫСОКОВЯЗКИХ ЖИДКОСТЕЙ 15

2. ФОРМИРОВАНИЕ ДИСПЕРСНОГО МНОГОФАЗНОГО

ПОТОКА В СКВАЖИНЕ 30

2.1 Условия формирования структуры много -

фазного вертикального потока 31

2.2 Образование капель жидкости при истечении ее из перфорационных отверстий 34

2.2.1 Формирование капли нефти на устье перфорационного канала 34

2.2.2 Формирование капли нефти из затопленной струи 38

2.2.3 Формирование капли на устье перфорационного канала при одновременном истечении по нему нефти и воды 39

2.3 Гидродинамические условия дробления

капель в скважине 4 3

2.3.1 Дробление капель под действием гравитационных сил 4 5

2.3.2 Дробление капель в турбулентном

потоке жидкости 4 6

2.3.3 Анализ возможности использования имеющихся методов расчета размера капель для условий скважины 50

2.3.4 Разработка математической модели дробления капель 52

2.3.5 Анализ возможности использования полученных зависимостей для решения 61 практических задач

2.4 Выводы 7 4

3. ГИДРОМЕХАНИКА ПОЛИДИСПЕРСНОГО НЕФТЕГАЗО-

ВОДЯНОГО ПОТОКА В СКВАЖИНЕ 7 6

3.1 Гидродинамика стесненного движения капель 7 8

3.2 Инверсия фаз 8 6

3.3 Особенности инверсии фаз водонефтяного

потока в скважине и его структура 94

3.4 Влияние газа на точку инверсии фаз 100

3.5 Влияние структуры потока на распределение давления по длине подъемника 103

3.6 Выводы 110

4. РЕОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВЫХ

ФЛЮИДОВ И ИХ СМЕСЕЙ 111

4.1 Вязкость газонасыщенной нефти при различных термобарических условиях 111

4.1.1 Разработка физико-математический

модели вязкости ньютоновской жидкости 112

4.1.2 Анализ полученной зависимости и нахождение модуля объемной упругости жидкости 120

I

4.2 Вязкость нефтеводяных эмульсий 12 9

4.2.1 Анализ существующих методов расчета вязкости дисперсных систем 12 9

4.2.2 Разработка математический корреляции между дисперсностью и вязкостью эмульсии 14 2

4.2.3 Вязкость нефтеводяной смеси в скважине 150

4.3 Вязкость газожидкостного эмульсионного

потока в скважине 15 6

4.3.1 Влияние неравновесных процессов на

выделение газа из нефти 15 6

4.3.2 Вязкость газожидкостной смеси 167

4.4 Выводы ' 172

5. СИЛЫ ТРЕНИЯ В ПОДЪЕМНИКЕ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ 17 4

5.1 Нагрузки, действующие на глубинно-насосное оборудование 174

5.2 Сила инерции штанг 17 8

5.3 Потери давления в клапанах насоса 179

5.4 Силы трения штанг в подъемнике 182

5.4.1 Стенд для исследования сил сопротивления движению штанг в скважине 18 6

5.4.2 Механическое трение штанг о трубы 188

5.4.3 Гидродинамическое трение штанг 194

5.5 Потери давления на трение в насосном

п одъемнике 216

5.6 Сила трения плунжера о цилиндр насоса 221

5.7 Выводы 223

6. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ НЕФТЯНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ 22 4

6.1 Разработка алгоритма гидромеханического расчета подъемников 22 4

6.2 Определение экстремальных нагрузок на балансир СК и предельных темпов помпиро-

вания высоковязкой жидкости 234

6.3 Деформация штанговой колоны и труб и коэффициент подачи насоса 241

6.4 Анализ эффективности применения насосов различных технологических схем для

откачки высоковязких жидкостей 250

6.5 Эффективность применения хвостовиков в глубиннонасосных скважинах 2 65

6.6 Выводы 27 0

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 271

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 277

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

QH, QB , Q)K - объемные дебиты нефти, воды, жидкости

скважи н ы, м3 / с у т ; qH, qB, q)K - объемные расходы нефти, воды, жидкости

скважины, м3 / с; с!ж " приведенный расход жидкости; Рн г Рв / Рж ~ плотность нефти, воды и жидкости; рг - плотность газа;

ргжс ~ плотность газожидкостной смеси; рд, рс - плотность дисперсной фазы и внешней среды; Рв ~ расходная (объемная) обводненность продукции скважины, доли ед. ; Фн г Фв ~ объемные концентрации нефти и воды в жидкости

в сечении нефтеводяного потока, доли ед.; Фа/ Фс. ~ объемные концентрации дисперсной фазы и дисперсионной среды; рм - плотность металла;

Фн/ Фг/ Фв ~ объемные концентрации нефти, газа и воды в

газожидкостном трехфазном потоке, доли ед.; ¡iH , )1в , - коэффициенты динамической вязкости нефти,

в о ды и жидко с ти; f.ig, |л.с - коэффициенты динамической вязкости дисперсной

фазы и дисперсионной среды; |i3 - динамическая вязкость эмульсии; jip/KC - динамическая вязкость газожидкостной смеси; [Г - относительная вязкость эмульсии;

vh г vb f v>i< ~ коэффициенты кинематической вязкости нефти,

воды и жидкости; G0 - полный (промысловый) газовый фспстор в стандартных у с л о в и я х м3 / м3;

СПР - соотношение объемов газа, и нефти при соответствующих термобарических условиях "Г и р; рНЛС - давление: насыщения нефти газом; р(М) - давление в скважине на глубине Н; рГз - давление на устье скважины; рПР - давление на приеме насоса; р0 ~ стандартное давление, 1-10° Па; и - скорость капли (частицы);

и0 - скорость свободного (не стесненного) движения

капли (частицы); о - средняя скорость потока, жидкости; иотн ~ относительная скорость фаз; ишг - скорость штанг; озв - скорость звука в металле; 1_с - глубина скважины;

I! - текущая вертикальная координатаг отсчитанная от

устья" скважины; Ь - текущая вертикальная координатаг отсчитанная от

забоя скважины; Нн - глубина подвески насоса;

О ..... внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины;

с(пл - диаметр плунжера насоса; с1шт=2-К1 - диаметр тела штанг;

с1 = 2-Р\2 - внутренний диаметр насосно-комнрессорных труб;

с)м - диаметр муфтовых соединений штанг;

/шт ~ площадь сечения тела штанг;

/т - площадь сечения плунжера насоса;

Т(Н) - температура потока на глубине Н ;

Т0 - стандартная температура, 2 93 К;

Тг°л - пластовая температура;

Лт - фушсция иесселя первого рода т-го порядка; Ут - функция Бесселя второго рода т-го порядка; Г - градиент скорости жидкости вблизи поверхности движущ е .г I с я ш т а н I' и; Зпш - длина хода полированного штока; 3 - длина хода плунжера; X - разница между Зпш и 3; со - угловая скорость кривошипа С7<> п - число качаний балансира СК в минуту; Ршт - вес штанговой колонны;

Рж - вес жидкости (газожидкостной смеси) в подъемных трубах;

"Гм - сила механического трения штанг о подъемные трубы;

Тгдшг - сила гидродинамического трения штанг;

Тплж - сила механического трения плунжера о цилиндр насоса.

ВВЕДЕНИЕ

Проблема подъема высоковязких жид,костей из скважины является актуальной с двух точек зрения.

С одной стороны, запасы высоковязких нефтей составляют значительный резерв добычи углеводородного сырья в России. Достаточно назвать такие крупные нефтяные месторождения, как Усинское (пермо-карбоновая залежь) в Республике Коми и Русское в западной Сибири, открытые сравнительно недавно. Вязкость нефтей этих месторождений в пластовых условиях превышает 200 мПа-с.

С другой стороны известно, что нефть, перемешиваясь в стволе скважины с сопутствующей ей пластовой водой, способна образовывать нефтеводяные эмульсии, вязкость которых в десятки раз превосходит вязкость безводной нефти. Особенно вязкая эмульсия образуется в скважинах с обводненностью продукции 5 0ч-7 0% [9, 24, 65, и др. ] .

До тех пор, пока разрабатывались залежи легкой маловязкой нефти, образование эмульсий вязкостью 100-5-200 мПа-с существенных осложнений в эксплуатацию скважин не вносило.

По мере роста объемов потребления нефти возникла необходимость вовлечения в разработку залежей с более вязкими, чем это было раньше, нефтями.

При вязкости пластовой нефти -25 мПа-с и больше на промыслах начинает формироваться фонд скважин, где из-за образования высоковязких эмульсий в подъемнике увеличивается число обрывов и разворотов резьбовых соединений штанговых колонн [175]. Фонд таких скважин, как правило, нестабилен и определяется в первую очередь их обводненностью.

По мере вовлечения в разработку залежей нефти с еще большей вязкостью, проблема извлечения высоковязких

эмульсий лишь на определенном этане эксплуатации скважин переросла, в проблему эксплуатации скважин на всем периоде их работы, составив с первой единое целое.

Это потребовало разработки новых технологий, и технических средств откачки жидкости.

За сравнительно короткое время были созданы специальные насосы различных технологических схем и конструкций для извлечения высоковязких жидкостей из скважины.

В то же время большинство из известных ранее методов гидродинамических расчетов подъемников и режимов их работы [23, 49, 195 и др.] здесь оказались неприемлемыми. Известные, например, диаграммы А.Н. Адонина, которые широко и успешно применялись для выбора глубиннона-сосного оборудования при добыче маловязких нефтей, здесь совершенно неприменимы. Автору, в частности, неизвестно ни одного случая, когда с глубины 1500 м сква-жинным штанговым насосом диаметром 55 мм удалось бы извлекать жидкость в количестве 100 м7сут, как это следует из диаграмм А.Н. Адонина [45, с. 151].

Отсутствие надежных методик гидромеханических расчетов в настоящее время является основным сдерживающим началом в развитии новых технологий и выборе уже существующего насосного оборудования. Иллюстрацией к сказанному может служить опыт работы на скважинах; пер.мо~-карбоновой залежи Усинского месторождения. Вязкость нефти в пластовых условиях здесь достигает 500 мПа-с. Чтобы выбрать наилучшую технологическую схему компоновки глубиннонасосного оборудования, промысловики, не имея расчетных методов, были вынуждены пользоваться метод,ом проб и ошибок, испытывая насосы самых разных конструкций [32] .

И это несмотря на то, что в работах принимали участие многие крупные институты страны, в том числе МИНХиГП и Печорнипинефть.

В результате этих работ были получены ценные промысловые наблюдения за работой скважин. Но по-прежнему тип насоса и режим гюмпирования высоковязкой жидкости на каждом промысле и по каждой скважине, как правило, п о д б и р а ю т с я о I .1 ы т н ым п у т е м.

Настоящая работа направлена на восполнение этого пробела, а именно на разработку теоретических основ г1 и д р о м е х а н и ч е с: к и х рас ч е т о в по д ъ е м н и к о в в ы с о к о в я з к и х жидкости.

Работа автором проводилась в течении нескольких десятилетий в таких крупных научно-исследовательских учреждениях как Гипровостокнефть, Печорнипинефть, Ухтинский индустриальный институт и Самарский государственный технический университет.

В результате работы по теме диссертации ¿"»втором было написано более сорока статей, опубликованных в открытой печати, несколько методических руководств по эксплуатации скважин, принятых к практическому использованию на промыслах республики Коми и Самарской области.

И звестно п о л о ж е н и е, что « ч е м мен ьше эмпири зма, те м ценнее корреляция». Наиболее хорошие расчетные методы получаются только тогда, когда «разрабатываются, теоретические по форме уравнения с эмпирическими корреляциями констант, которые не даются теорией. Добавка эмпиризма во второстепенные части теоретического соотношения является мощным средством разработки отличных, корреляций» [1, с. 13].

Этим положением и руководствовался автор в своей работе.

В п е р в о й V л а в е д и с с е р т а ци и р а с см о т р е н ы о с о б е \ I н о с т и работы подъемников высоковязких жидкостей; описаны современные методы технологических расчетов подъемников, в том числе и подъемников высоковязких жидкостей; показано, что отсутствие надежных методов технологических расчетов становится существенным препятствием в развитии новых технологий добычи нефти. Здесь же сформулированы первоочередные задачи, которые необходимо решить при разработке методов гидродинамических и технологических расчетов подъемников нефти.

Во второй главе рассматриваются условия формирования дисперсного многофазного потока в скважине; показано, что на ее забое имеет место крупнодисперсная нефте-водяная смесь, которая по мере движения ее к устью переход, ит в мелкодисперсные эмульсионные структуры.

Разработаны формулы для расчета размеров дисперсной фазы, которые были проверены на экспериментальных данных исследований различных авторов.

В третье!'! главе изучалась гидромеханика полидис-п е р с ного пот о ка.

Здесь рассмотрены результаты экспериментов по стесненному движению капель, которые сопоставлены со стендовыми наблюдениями за работой двухфазных подъемников, проведенными другими исследователями.

В этой же главе рассмотрены условия инверсии фаз в вертикальном потоке, влияние газа на инверсию фаз и г и д р о мех а н и ч е <ки е у с л о в и я ф о р ми р о в а н и я р а з л и ч н ых т и л о в структур газожидкостного потока. На этой основе дано объяснение энергетических затрат на подъем газожидкостной смеси в вертикальной трубе, на распределение давления по длине подъемника.

В ч е т в ер 'J' ой гл а в е и з у ч ¿а ли с ь р е о j i о ги ч е с км е х ар а кт е -ристики пластовых жидкостей и их смесей.

3 д е с ь п р о д с т а в л е н а м а т е м а т и ч е с к а я к. о рр е л я ц и я м е ж д у изменением вязкости однофазной жидкости и изменением ее плотности в зависимости от параметров состояния системы.

Предложен метод расчета вязкости смеси двух нефтей, если известны вязкости компонентов и их соотношение.

Разработаны математическая корреляция между дисперсностью и вязкостью эмульсии, расчетные формулы для о пр еде л е н и я в.;-! з к о с т и и е ф т е в о д я н ой г а з о н е ф т е в од, я н о й с м е -си в подъемнике.

В пятой главе изучались силы гидродинамического и механического трения в подъемных трубах.

На основании теоретических и стендовых исследований получены значения механического и гидродинамического трения штанг, а так же потерь давления на трение при движении газожидкостной смеси в подъемнике.

Рассмотрело влияние сил инерции штанг, трения плунжера о цилиндр глубинного насоса, а так же потерь давления в его клапанах на общий баланс нагрузок, действующих на. глубиннонасосное оборудование.

В последней главе разработан алгоритм гидромеханических расчетов подъемников, получены математические корреляции, позволяющие определять экстремальные нагрузки на балансир станка-качалки, величину деформации штанговой колонны и труб.

На основании этого сформулированы критерии под,бора оптимального варианта насосного оборудования и режима его работы.

Здесь же проанализирована работа глубинных насосов различных технологических схем; показано, что без проведения соответствующих гидромеханических расчетов их

выбор и применение на промыслах далеко не всегда удачны.

Автор благодарит специалистов-технологов, с которыми в разное время проводились многие лабораторные и промысловые исследования: Н.С. Сидорина, В. А. Комашева, И. И. Гончарова, А.Р. Каплана, В.Д. Балашову. Особую благодарность автор выражает И.М. Аметову, принимавшему в свое время титанические усилия, чтобы заставить его, автора, закончить эти исследования.

1. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ И РАСЧЕТА ПОДЪЕМНИКОВ ВЫСОКОВЯЗКИХ

ЖИДКОСТЕЙ

В мировой практике высоковязкую нефть принято называть тяжелой [34]. Это связано, прежде всего, с тем, что при одинаковых термобарических условиях довольно хорошо прослеживается связь между вязкостью и плотностью нефти [3, 3 6] . Вместе с тем величина самой вязкости нефти при изменении параметров состояния системы изменяется в более широких пределах, чем ее плотность [3, 3 6] . Поэтому плотность нефти в данном случае выступает как ее более консервативная характеристика, чем вязкость, и потому она более информативна.

Кроме высокой плотности другим свойством вязкой нефти, важным для условий эксплуатации скважин, является меньший, чем в легких нефтях объем растворенного в ней газа [3].

Такими же свойствами обладает и высоковязкая водо-нефтяная эмульсия. Связано это с тем, что высоковязкие эмульсии образуются в скважинах уже в значительной степени обводненных и с нефтями повышенной вязкости, где газовый фактор меньше, чем в легких нефтях.

Это позволяет рассматривать разработку гидродинамической модели подъемников высоковязкой нефти и высоковязкой нефтеводяной эмульсии как единую задачу.

Для извлечения высоковязкой жидкости в различных регионах страны и промысловых условиях испытывались самые разные способы механизированной добычи [8, 2 6, 30, 31] . Так в 1979 г. на Усинском месторождении под руководством И.Т. Мищенко проводились испытания по подъему высоковязких нефтей газлифтным способом [31]. Примерно в это же время на том же месторождении автор исследовал возможность применять для откачки высоковязких нефтей

серийных электроцеитробежных насосов. И в том, и в другом случае была доказана возможность подъема таких неф--тей на поверхность [8], но т ехнико - э к он омические показатели работы скважин при этом настолько ухудшаются, что применение этих методов подъема жидкости нельзя признать целесообразным. На Усинском ме�