НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УДК 622.276.53.054.23:621.67-83
© В.А. Мордвинов, А.В. Лекомцев, Д.А. Мартюшев, 2014
Определение давления у приема электроцентробежных насосов при откачке низкопенистой газированной нефти
В.А. Мордвинов, к.т.н., А.В. Лекомцев, к.т.н., Д.А. Мартюшев
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Адрес для связи: alex.lekomtsev@mail.ru
Ключевые слова: давление у приема насоса, плотность газожидкостной смеси, добыча нефти, электроцентробежный насос.
Estimation of input pump pressure during low foaming gas-content oil pumping
V.A. Mordvinov, A.V. Lekomtsev, D.A. Martyushev (Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm)
E-mail: alex.lekomtsev@mail.ru
Key words: pump intake pressure, density of gas-liquid mixture, producing oil, electical submersible pump.
The problems of determining the pressure at the reception submersible electric pumps during pumping gas-liquid mixture in the oil fields under the Upper Kama region on the basis of field research data analysis are considered. Dependences for the density determination liquid mixture into the well annulus are obtained.
На нефтяных месторождениях Верхнего Прикамья более 90 % добывающих скважин эксплуатируется с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Практически все они работают при давлении у приема насоса ниже давления насыщения нефти газом, т.е. откачивают газожидкостную смесь (ГЖС) [1, 2].
Развиваемый насосом напор при его работе в скважине определяется по формуле
НЭЦН _
(Ръык Рпр)
Ргжс • g '
(1)
где рвык, рпр - давление соответственно на выкиде и у приема насоса; рГЖС - средняя плотность ГЖС в насосе; g - ускорение свободного падения.
Минимально необходимое давление на выкиде насоса рассчитывается по уравнению
:= (Ннас- K)P»g + Ру + ДРтр'
(2)
где Ннас - глубина подвески насоса; ^ - полезная работа свободного газа по подъему жидкости в скважине (НКТ), выраженная в единицах напора; ру - устьевое буферное давление при работе ЭЦН; Артр - потери давления на преодоление трения в НКТ.
Для нахождения требуемого напора при выборе насоса или фактического напора при его работе в скважине необходимо, как следует из формулы (1), знать давление рпр, которое измеряется с помощью глубинных приборов или определяется расчетным путем. На месторождениях Верхнего Прикамья примерно 20 % скважин с УЭЦН оснащены приборами для измерения давления и температуры жидкости ниже приема насоса [3]. Для большей части скважин давление рпр может быть опре-
делено лишь расчетным путем по данным измерений устьевого затрубного давления и динамического уровня жидкости. Известны различные методики расчета этого давления [4]. В каждом конкретном случае применение той или иной методики должно быть обосновано результатами глубинных скважинных исследований.
Давление у приема насоса определяется суммой следующих составляющих:
Рпр = Рзатр+ДРг + ДРГЖС
затр'
(3)
где рзатр - устьевое затрубное давление; Арг - давление столба газа в затрубном пространстве выше динамического уровня; аРгжс затр = РГЖС затр(Ннас - нд) - давление
столба ГЖС в затрубном пространстве выше приема насоса; Ргжс затр = Рж.затр(1 - бг) + Рг.затрбг - средняя плотность ГЖС в затрубном пространстве; Ржзатр - плотность жидкости с растворенным газом в затрубном пространстве; ег - объемное газосодержание в затрубной ГЖС [4]; Ргзатр - плотность свободного газа в затрубной ГЖС; Нд - динамический уровень.
При заданных условиях у приема насоса и на динамическом уровне объемное газосодержание зависит от расхода газа через затрубное пространство 0гзатр и скорости всплывания (подъема) газовых пузырьков в неподвижной жидкости ^гзатр, величина которой в основном определяется диаметром газовых пузырьков при подъеме в затрубном пространстве. Интенсивность увеличения их диаметра зависит от ряда факторов, в том числе от пенообразующих свойств нефти.
Склонность нефти к пенообразованию количественно оценивается критическим диаметром проволочного кольца dкр, помещенного из нефти в газовую среду, на котором образовавшаяся пленка может существовать не
менее 1 с [5]. Чем больше йкр, тем выше пенообразую-щие параметры жидкости. По данным ВНИИСПТнефти пенистость нефти российских месторождений изменяется в широких пределах - от 9 до 105 мм. Согласно работе [6] нефти, для которых йкр колеблется в интервале от 10 до 30 мм, не склонны к пенообразованию, нефти с йкр > 30 мм пенятся тем сильнее, чем выше йк?.
Наличие пенообразующих свойств и устойчивость пены являются важными факторами, препятствующими слиянию газовых пузырьков в газожидкостной смеси, в том числе при снижении давления по столбу ГЖС в за-трубном пространстве. В системе с низкопенистой жидкостью устойчивость пузырьков невысокая, поэтому в затрубном пространстве скважин, из которых добывается нефть с низкими пенообразующими свойствами, за счет коалесценции и укрупнения пузырьков газа возрастает скорость их подъема, что увеличивает плотность ГЖС в затрубном пространстве [7-10]. Результаты лабораторных исследований пенообразующих свойств дегазированной нефти ряда месторождений Верхнего Прикамья приведены в табл. 1, из которой следует, что нефти низкопенистые. С увеличением их вязкости, содержания смол и асфальтенов пенистость увеличивается, но остается ниже йкр = 30 мм [11].
Объемный расход газа через затрубное пространство определяется по формуле
Ог.затр 0г.пр(1 Кс)
(4)
где 0гпр - объемный расход газа у приема насоса; Кс -коэффициент сепарации газа у приема насоса.
Для низкопенистой нефти в условиях интенсивной коалесценции газовых пузырьков у приема насоса и в затрубном пространстве погрешность определения Кс, 0гзатр, ^гзатр по известным формулам, а следовательно, и плотности рГЖС затр может быть значительной. В табл. 2
приведены результаты определения давления у приема насоса по данным глубинных измерений с помощью автономных скважинных приборов и эталонной кривой распределения давления в затрубном пространстве, полученной аналитическим путем [12]. Данные, приведенные в табл. 2, указывают на необходимость более точной оценки плотности ГЖС в затрубном пространстве и давления у приема насоса в скважинах.
В статье рассмотрен подход, основанный на создании эмпирических корреляций для определения плотности ГЖС и рпр путем сравнения и анализа результатов глубинных и устьевых замеров.
Проанализированы промысловые данные о работе 11 скважин Шершневского, 13 Сибирского, 11 Магов-ского и 16 Уньвинского месторождений. Все скважины, из которых добываются низкопенистые газированные нефти, оборудованы приборами для измерения давления у приема насоса. Скважины равномерно распределены по площади месторождений, что позволяет использовать результаты исследований для скважин, не попавших в выборку. Последняя охватывает весь диапазон технологических показателей эксплуатации скважин, характерных для заданных условий разработки рассматриваемых месторождений.
При анализе 523 режимов работы скважин использовались данные замеров давления газа на устье и динамического уровня в затрубном пространстве, а также соответствующие им по времени результаты регистрации с помощью автономных приборов СКАТ-28К и систем телеметрии давления и температуры на уровне подвески насосов. С учетом связи между плотностью ГЖС и погружением насоса под динамический уровень жидкости в затрубном пространстве получены результаты обработки данных исследования скважин (рис. 1).
При рассмотрении каждой зависимости как формы статистической связи между случайными переменными,
Таблица 1
Месторождение Пласт Вязкость дегазированной нефти, мПа • о Массовое содержание, % Пенистость, мм
смол асфальтенов
Маговское Бш 2,0 5,07 0,45 7
Сибирское Бш-Срп 5,8 12,74 2,17 10
Озерное Бш 6,76 12,58 2,17 13
Уньвинское Бб 4,3 9,85 0,94 13
Шершневское Бб 11,2 13,63 1,35 14
Юрчукское Бш 47,16 18,95 7,3 21
Таблица 2
Месторождение Пласт Номер скважины Нман. М Ннас, м Ндин. М МПа Рур, МПа В,% Нп, м Рпр, МПа, по Степень
манометру эталону расхождения определения Рпр, %
Сибирское Бб 141 1728 1728 1000 0,55 0,65 0,5 806 4,32 3,9 9,7
Озерное Фм 413 1816 1816 608 0,53 0,58 0 1208 6,20 7,4 -19,4
Сибирское Бш-Срп 509 1836 1836 985 1,3 1,42 6 905 5,75 6,5 -13,0
Шершневское Бб 215 2023 1923 767 0,58 0,67 2 1160 9,39 7,1 24,4
Озерное Фм 416 2035 2035 1083 1,59 1,7 0 1052 5,74 7,1 -23,7
Сибирское Бш-Срп 515 1515 1515 954 0,81 0,95 0,9 635 3,56 4 -12,4
Уньвинское Бб 368 1809 1809 325 1,19 1,27 30 1484 9,99 11,3 -13,1
Примечание. Нман - глубина подвески манометра; р - давление на динамическом уровне жидкости в затрубном пространстве;
В - обводненность скважины; Нп
: Ннас - Нд - погружение насоса под динамический уровень.
06'2014
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Таблица 3
Месторождение Нп, м Вид уравнения р гжсзатр/Рн.пл= f (Нп) R 2 О^Сзс^ кг/м3 ^ МПа
Шершневское 400-1400 0,380 • !пН„ - 1,845 0,74 ±50 ±0,10
Уньвинское 250-1700 0,370 • !пН„ - 1,838 0,87 ±15 ±0,08
Сибирское 350-1700 0,330 • !пН„ - 1,554 0,90 ±10 ±0,10
Маговское 400-1700 0,331 • !пН„ - 1,681 0,74 ±54 ±0,13
Примечание. аГЖс заТр, а
приема насоса.
- средние квадратичные отклонения соответственно плотности ГЖС в затрубном пространстве и давления у
л > *•> A
IF шл h' •
• шт m m
r>W m Месторождение (dKp, мм): • Шершневское (14) • Уньвинское (13) a Сибирское (10) ® Маговское (7)
• * о cr ) °
У4
о
200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
н„, M
Рис. 1. Зависимость относительной плотности ГЖС рГЖС затр/рн п от погружения насоса под динамический уровень Нп
Рис. 2. Соотношение фактических и расчетных значений
рГЖС затр/рн.пл
имеющими совместное нормальное распределение, была определена корреляционная связь между ними посредством вычисления коэффициентов детерминации Я2, которые составили не менее 0,74. Результаты выполненных промысловых исследований аппроксимируются функциями, приведенными в табл. 3. Полученные данные количественно определяют интенсивность снижения плотности маловязкой низкопенистой га
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.