УДК 622.276.53.054.23:621.67-83
КогалымНИПИнефть - 15 лет ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
© А.Е. Бортников, М.Д. Валеев, 2011
Эксплуатация установок электроцентробежных насосов в обводненных скважинах
А.Е. Бортников (ООО «КогалымНИПИнефть»), М.Д. Валеев, д.т.н. (ООО «ОЗНА-Менеджмент»)
Ж
ЛУКОЙЛ
Operation of electrical centrifugal pump units in flooded wells
A.E. Bortnikov (KogalymNIPIneft OOO), M.D. Valeev (OZNA-Management OOO)
It is shown that the operation of flooded wells, equipped with electrical centrifugal pump units , because of the formation in them of fine structures of invert water-in-oil emulsions, accompanied by a significant deterioration in the pressure characteristics of pumps, conditions of track discharge of incidentally produced water, as well as separator oil treating. For a more profound destabilization of the oil-water emulsions in wells, equipped with electrical centrifugal pump units, the development of additional measures, aimed at preventing the mixing of formation fluids in the operating elements of the pumps, is required.
Ключевые слова: устойчивые водонефтяные эмульсии, установка электроцентробежного насоса (УЭЦН), агрегативная устойчивость (степень разрушенности), вязкость, обводненность, деэмульгатор, скважина. Адрес для связи: BortnikovAE@tmn.lukoil.com
Продукция нефтяных скважин представляет собой трехфазную многокомпонентную систему, состоящую из нефти, газа и попутно добываемой пластовой воды. Интенсивное перемешивание нефти и пластовой воды в процессе механизированной добычи нефти приводит к диспергированию одной из жидкостей с сильным увеличением эмульгирования. Наиболее стойкие эмульсии образуются в скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). При этом ухудшаются условия работы погружного оборудования, путевого сброса попутно добываемой воды, сепарации газа и деэмульсации нефти.
Эффективность эксплуатации системы сбора и прежде всего путевого сброса воды зависит от степени подготовленности пластовой жидкости к расслоению, которая достигается вводом в обводненную нефть деэмульгаторов. Ввод реагентов в узловых точках промысловой системы сбора способствует укрупнению водных капель эмульсий, образованных в насосном оборудовании скважин, и расслоению смеси в трубопроводе при подходе к аппарату сброса воды. Иногда для повышения эффективности де-эмульсации ввод реагентов осуществляют в скважины на прием УЭЦН, в которых эмульгирование обводненной нефти происходит наиболее интенсивно. Высокая частота вращения рабочих органов этих установок и большое число ступеней обусловливают образование тонкодисперсных структур эмульсий «вода в нефти» с размерами капель дисперсной фазы от 0,1 до 10 мкм.
Степень разрушенности эмульсий на устье скважин, т.е. в начальных участках системы нефтесбора, также зависит от способа добычи нефти и физико-химических свойств пластовых жидкостей. В среднем для девонской нефти Урало-Поволжья агрега-тивная устойчивость (степень разрушенности) для скважин с УЭЦН составляет 5 - 15 %, а для угленосных нефтей изменяется
Рис. 1. Зависимость степени разрушенности эмульсий на устье скважин с УЭЦН Ср от вязкости добываемой нефти при температуре 20 С т20н без добавления ПАВ (1) и при дозировке ПАВ на прием насосов (2)
от 2 до 10 % [1,2]. Для скважин, оборудованных установками сква-жинных штанговых насосов (УСШН) - соответственно 10 - 35 и 5 - 20 %. Результаты получены при отсутствии подачи деэмульга-тора в скважины.
На рис. 1 показана зависимость степени разрушенности водо-нефтяных эмульсий на устье добывающих скважин с УЭЦН от вязкости дегазированной нефти, измеренной в стандартных
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 08'2011 ^б^^
условиях. Каждой точке этой зависимости соответствовали усредненные значения степени разрушенности в интервале обводненности продукции скважин 45 - 65 %.
Данные по устойчивости эмульсий на устье скважин, оборудованных УЭЦН, были проанализированы в контексте с вязкостью дегазированной нефти месторождений, на которых были проведены измерения степени разрушенности эмульсий. В итоге в анализ вошли месторождения: Повховское; Дружное, (пласт БС101); Равенское; Кустовое (пласт БС111); Восточно-Придорожное; Тев-линско-Русскинское; Арланское; Карача-Елгинское; Кушкульское; Павловское; Западно-Сургутское с динамической вязкостью нефти в стандартных условиях соответственно 7,4; 28,8; 23; 4,1; 22; 14; 30; 32; 36; 39; 46 мПа-с. Группа точек 1 показывает очень низкую степень разрушенности эмульсий за 30 мин отстоя пробы и тенденцию снижения этого показателя с ростом вязкости добываемой нефти. При вязкости нефти более 30 мПа-с расслоения эмульсии практически не происходит.
На рис. 1 показана аналогичная группа точек 2 для скважин, в которых осуществлялось дозирование различных деэмульгаторов на прием насосов в диапазоне расходов 20 - 30 г/т. Видно, что даже при дозировании в скважины ПАВ расслоение эмульсий на устье происходит лишь на 65 - 80 %, причем тенденция снижения степени разрушенности с увеличением вязкости также сохраняется.
Смешивание пластовых жидкостей и их эмульгирование в скважинах приводят к росту эффективной вязкости добываемой продукции [1, 3]. В скважинах с УЭЦН эмульсии образуются в рабочих ступенях погружного насоса [4]. Согласно исследованиям Л.С. Ка-плана, формирование тонкодисперсной структуры эмульсий завершается уже примерно на 40-й ступени погружного агрегата.
Исследования изменения вязкости нефти при увеличении обводненности скважин с УЭЦН проведены на ряде месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» с интервалом обводненности 0,1 - 0,8. Обрабатывались данные по скважинам, оборудованным УЭЦН различного типоразмера с номинальной подачей 25, 50, 80 м3/сут.
Для исследований вязкости нефти на устье скважин отбирались пробы жидкости и в лабораторных ЦНИПР на приборе «Реотест-2» проводились измерения в стандартных условиях при градиенте сдвига 300 с-1. При этом эмульсии были разгазирова-ны из-за существенного влияния газа на реологическое поведение жидкости.
Результаты измерений обрабатывались в координатах 1п цэ - В (цэ - эффективная вязкость при градиенте сдвига 300 с-1, В - обводненность, д. ед.). Полученные результаты приведены на рис. 2. Из него видно, что опытные точки легли на наклонную прямую, причем типоразмер УЭЦН не влияет на эффективную вязкость в пределах одного и того же месторождения. Следовательно, для одной и той же нефти степень эмульгированния водонефтяной смеси примерно одинакова и не зависит от типа рабочего колеса УЭЦН, а также от напорных характеристик насосов. Если учесть, что дисперсный состав водной фазы влияет на эффективную вязкость образуемых эмульсий, то полученные результаты свидетельствуют примерно об одинаковой дисперсной структуре на выкиде УЭЦН в пределах конкретного месторождения с одинаковой вязкостью исходной безводной нефти.
Темп роста вязкости образуемых эмульсий для конкретной залежи зависит от вязкости и плотности исходной
Рис. 2. Зависимость эффективной вязкости дегазированной эмульсии цэ в скважинах с УЭЦН Южно-Ягунского месторождения от обводненности В:
1 - УЭЦН-25; 2 - УЭЦН-50; 3 - УЭЦН-80
нефти, плотности воды, типа и состава природных эмульгаторов, а также от их количества в нефти. Для Южно-Ягунского месторождения зависимость вязкости эмульсии от обводненности нефти имеет следующий вид: цэ = 6,05 ехр (4,01-В), при погрешности К2 = 0,59.
Формула показывает более чем десятикратный рост вязкости эмульгированной в УЭЦН нефти при малых значениях вязкости последней.
Кроме того, была выполнена сравнительная оценка работы УЭЦН с использованием воды и эмульгированной нефти в добывающих скважинах Повховского и Южно-Ягунского месторождений. На рис. 3 показаны характеристики Q - Н, Q - п, Q - N установок ЭЦНМ 580-1800, полученные при применении технической воды. В добывающих скважинах измерялись динамический уровень, дебит и давление на выкиде насоса с помощью глубинного прибора. По величине плотности нефти в затрубном пространстве, глубине подвески и динамическому уровню рассчитывалось давление на приеме УЭЦН. Из рис. 3 видно, что фактические параметры работы уста-
Рис. 3. Характеристики насоса ЭЦНМ 5-80-1800:
Q-H (/); Q - КПД (//); Q-N (III) и режимные точки добывающих скважин (Q, Н, N - соответственно подача, напор и мощность насоса)
В
62
08'2011
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
R
новок (показаны в виде отдельных точек) значительно отличаются от параметров, полученных при откачке технической воды.
В среднем по установкам ЭЦНМ 5-80-1800 снижение напора составляет около 30 %. С увеличением паспортной подачи насоса развиваемый напор снижается более существенно. Следует отметить, что на точность такой оценки влияет ряд факторов, трудно поддающихся учету: наличие газа в жидкости, фактическая плотность нефти в затрубном пространстве и др. Поэтому результаты такого анализа имеют прежде всего качественный характер.
В связи с этим следует отметить, что для скважин с УЭЦН необходимо разработать технологию, позволяющую в большей мере исключить смешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосов. Одной из таких технологий является последовательный отбор с забоя скважины нефти и воды. В частности, для УСШН такая технология разработана и успешно применяется в ОАО «Татнефть» [5]. Однако реализация такой технологии в скважинах с УЭЦН, очевидно, должна базироваться на другой конструкции.
Выводы
1. Эксплуатация обводненных скважин, оборудованных УЭЦН, из-за образования в них тонкодисперсных структур водонефтя-ных эмульсий обратного типа сопровождается существенным ухудшением напорных характеристик насосов, условий путевого сброса попутно добываемой воды, а также подготовки товарной нефти.
2. Устойчивость (степень разрушенности) нефтяных эмульсий на устье добывающих скважин увеличивается с ростом вязкости
безводной нефти и не превышает 20 % даже для легких нефтей Западной Сибири.
3. Предварительный ввод деэмульгаторов на приеме УЭЦН позволяет снизить устойчивость эмульсий и довести степень разрушенности в среднем до 82 %. Однако полной дестабилизации образующихся эмульсий пр
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.