image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 3 2017

Насосы. Компрессоры

01.03.2017 10:00 Математическое моделирование работы установок электроцентробежных насосов в добывающей скважине с высоким газовым фактором на основе данных промысловых исследований
В статье рассмотрена проблема большой доли свободного газа на приеме глубинно-насосного оборудования при добыче нефти. Приведены результаты промысловых испытаний установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Целью исследований было оценить эффективность работы насосов в условиях скважины с большим газовым фактором. Одной из задач была проверка границ применимости технологии УЭЦН с газозащитными модулями. Состав объекта испытаний для первого производителя: «электроцентробежный насос (с центробежно-вихревыми ступенями) – мультифазный насос – газосепаратор», для второго производителя: «электроцентробежный насос – мультифазный насос – сдвоенный газосепаратор». Данные установки были поочередно спущены в тестовую скважину для опытно-промышленных испытаний. Общая картина промысловых исследований показала, что УЭЦН двух производителей отработали в тестовой скважине с содержанием свободного газа у приемной сетки газосепаратора более 95 % по объему. Газовый фактор за период испытаний в среднем достигал 1350 м3/м3, при давлении на приеме ≈40 атм. Расчетное объемно-расходное газосодержание на приеме оборудования до сепарации равнялось 96–97 %. В работе изложены существующие решения в области обеспечения работы погружных центробежных насосов с повышенным содержанием газа, апробированные на промысловой практике. Автором была подготовлена математическая модель добывающей скважины с УЭЦН. Модель позволила оценить степень деформации напорно-расходных характеристик глубинно-насосных систем в рабочей точке, провести узловой анализ скважины. Два наиболее важных параметра при оценке условий работы ЭЦН в случае высокого газового фактора – это газосодержание свободного газа в потоке смеси и сепарация в условиях приема. В статье приведены результаты расчетов объемного-расходного газосодержания смеси по узлам насосной системы. Расчет естественной сепарации производился по методике П.Д. Ляпкова и по методике Р. Маркеза. На промысле для оценки общей сепарации газа затрубное пространство тестовой скважины соединялось с выкидной линией соседней скважины. Проведенное исследование позволило замерить дебит газа, поступающего в затрубное пространство, и отдельно оценить количество газа, поступающего из НКТ.
Ключевые слова: сепарация свободного газа, высокий газовый фактор, промысловые испытания, добыча нефти.
Ссылка для цитирования: Халиков Р.С. Математическое моделирование работы установок электроцентробежных насосов в добывающей скважине с высоким газовым фактором на основе данных промысловых исследований // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. No 3. С. 54–62.
Открыть PDF


По мере выработки запасов углеводородов и растущих потребностей общества в энергии УЭЦН применяются во все более сложных геологических условиях. Тенденция интенсификации добычи нефти приводит к эксплуатации скважин с низкими забойными давлениями, следствием чего является работа погружного глубинно-насосного оборудования со значительной долей газовой фазы в потоке смеси. В зависимости от свойств добываемой продукции и геолого-физических особенностей нефтяной залежи характеристики работы насосной установки могут отличаться от «шаблонных», существенно ухудшаясь при наличии большой доли перекачиваемого газа. Эффективность добычи связана с техническими возможностями существующего насосного и защитного оборудования.

В работе рассматриваются результаты промысловых испытаний УЭЦН двух российских производителей. Целью исследования являлась оценка эффективности работы насосов в условиях скважины с высоким газовым фактором. Критериями являлись стабильность работы оборудования, экономический эффект от внедрения таких комплектаций, отсутствие отказов в течение испытаний. Одной из задач была проверка границ применимости технологии УЭЦН с газозащитными модулями. В ходе испытаний на тестовой скважине показатели объемного-расходного газосодержания в условиях приема глубинно-насосного оборудования достигли 95 %.

1_1.png

Данные исследования потребовали участия большого количества инженерно-технических работников промысла, специалистов научно-технического центра, представителей поставщиков оборудования, а также РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина. В статье автор приводит результаты проделанной им работы: математическое моделирование тестовой скважины, обработка промысловых данных и сравнительный анализ полученных расчетных параметров. Более подробно результаты разборов установок и исследований на стенде будут представлены позднее в научных публикациях коллектива авторов (серия стендовых испытаний позволила определить технические возможности испытываемых газосепараторов, мультифазных и электроцентробежных насосов в условиях, близких к промысловым).

Решения в области обеспечения работы погружных центробежных насосов с повышенным содержанием газа

Центробежный насос чувствителен к наличию газовой фазы в откачиваемой смеси, поэтому, чтобы избежать значительной деформации напорно-расходной характеристики, применяют различные газозащитные технологии [1].

Выделяют два подхода:

  • предупреждение попадания в насос избыточного количества свободного газа (большее заглубление под динамический уровень, спуск ниже интервала перфорации, подлив жидкости, периодическая эксплуатация, применение газосепараторов);

  • обеспечение работы погружной установки с избыточным свободным газом (применение открыто-лопастных, центробежно-вихревых, центробежно-осевых рабочих ступеней, использование конической сборки, диспергирующих устройств, предвключенных мультифазных насосов).

Бльшая часть газозащитных технологий успешно применяется на производстве. Известно, что АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на месторождениях применяло мультифазные насосы МФОН производства ЗАО «Новомет», MVP Centrilift, многофазные насосы осевого потока «Посейдон» компании REDA [2]. В статье приводятся диапазоны, связанные с работой предвключенных мультифазных насосов, которые позволяют эксплуатировать скважину с содержанием свободного газа на приеме насоса до 75 %.

При таких параметрах одним из возможных факторов вредного влияния свободного газа в откачиваемой жидкости на рабочие параметры центробежного насоса является искусственная газовая кавитация. В межлопаточных каналах образуются газовые каверны, которые не участвуют в общем течении смеси и приводят к уменьшению пропускной способности каналов, нарушают энергообмен между насосом и перекачиваемой средой. Отличия в степени влияния газа на характеристики ЭЦН при откачке различной нефти связаны также с их пенообразующими свойствами, под которыми понимается способность жидкости образовывать устойчивые пленки. При малых значениях пенообразующей способности жидкости большинство ступеней насоса работают в режиме частичной кавитации. Это приводит к снижению напорно-расходной характеристики, неконтролируемому колебанию частоты вращения, загрузки двигателя и преждевременному отказу оборудования. Увеличение пенообразующих свойств жидкой фазы ГЖС приводит к созданию прочной и эластичной оболочки вокруг пузырьков газа, находящегося в жидкости, и не дает им объединяться друг с другом [3].

1_1_1.png

Однако при слишком большом значении входного объемно-расходного газосодержания даже при перекачивании газожидкостной смеси с высокими пенообразующими свойствами может возникнуть ситуация, когда насос будет работать в кавитационном режиме.

Для защиты погружного насоса от вредного влияния свободного газа производители насосного оборудования, участвовавшие в сравнительных испытаниях, подобрали дизайн насосной установки со специальными газозащитными модулями. Состав объекта испытаний для первого производителя: «электроцентробежный насос (с центробежно-вихревыми ступенями) – мультифазный насос – газосепаратор» (технология 1); для второго производителя: «электроцентробежный насос – мультифазный насос – сдвоенный газосепаратор» (технология 2). Данные установки были поочередно спущены в тестовую скважину для опытно-промышленных испытаний.

1_1_2.png

Рассмотрим принципы действия технологий. Роторные газосепараторы при вращении вытесняют жидкость на периферию и далее через переходный канал пропускают вверх в насос, в то время как газ концентрируется около вала и через выпускные каналы движется в межтрубное пространство (шнек создает напор, рабочее колесо закручивает поток газожидкостной смеси, сепарационные барабаны производят отделение газа от жидкости с последующим выводом его в затрубное пространство и подачей жидкости на прием насоса). Одним из недостатков таких газосепараторов является «полетоопасность» оборудования.

Диапазоны применимости данной технологии: плотность жидкости 700–1400 кг/м3; pH 5,0–8,5; максимальное КВЧ 100–500 (возможны варианты до 1000 мг/л); максимальная твердость частиц: 5–7 баллов по Моосу; расход преимущественно до 250 м3/сут (есть конструкции, позволяющие работать и при более 600 м3/сут).

Предвключенный мультифазный насос перекачивает газожидкостную смесь, предотвращая образование неподвижных газовых пробок.

1_1_3.png

Центробежно-вихревые ступени отличаются от традиционных наличием дополнительных лопаток (импеллеров) на заднем диске рабочего колеса. Импеллеры создают вихревой эффект, чем обеспечивается эффективное диспергирование газоводонефтяной среды и повышается напорность насоса во всем диапазоне подач, особенно при малых подачах, при этом сохраняется высокий КПД ступеней.

Опытно-промысловые испытания

Промысловые исследования проводились для сравнительной оценки эффективности работы УЭЦН разных производителей в одинаковых условиях, т. е. в одну скважину (рис. 2) поочередно были установлены УЭЦН каждого производителя.

Наработка на отказ исследуемых насосных установок каждого производителя должна составить не менее 100 сут при поддержании определенного технологического режима эксплуатации скважины, обеспечивающего максимально допустимую депрессию на пласт. Тестовая скважина эксплуатировалась со средним дебитом жидкости 28 м3/сут, при этом дебит газа составлял 34–38 тыс. м3/сут.

Результаты промысловых испытаний позволили сравнить технологические показатели работы погружных насосных установок. Общая картина промысловых исследований показала, что УЭЦН двух производителей отработали в тестовой скважине с содержанием свободного газа у приемной сетки газосепаратора более 95 % по объему. Газовый фактор в период испытаний в среднем достигал 1350 м33 при давлении на приеме ≈40 атм. Расчетное объемно-расходное газосодержание на приеме оборудования до сепарации равнялось 96–97 %.

1_1_4.png

Оценивались энергетические характеристики погружных установок – зависимость удельного расхода энергии (кВт потребляемой мощности на добытую 1 т нефти) от времени. Используемые компоновки показали возможность работы в осложненных условиях тестовой скважины, однако оборудование, четверть ступеней которого – мультифазные (71 из 297 ступеней по технологии 2 в отличие от 20 мультифазных ступеней из 378 по технологии 1), характеризующиеся более низкими КПД, является менее энергоэффективным. Это подтвердили и стендовые испытания, и результаты анализа данных выгрузки станции управления: на рис. 5, 6 видны продолжительные периоды эксплуатации с величинами 1 кВт/т (технология 1) и 1,5 кВт/т (технология 2).

1_1_5.png

Для оценки общей сепарации газа затрубное пространство тестовой скважины соединялось с выкидной линией соседней скважины. Проведенное исследование позволило замерить дебит газа, поступающего в затрубное пространство, и отдельно оценить количество газа, поступающего из НКТ.

Подготовка математической модели добывающей скважины с УЭЦН

1_1_6.png

Два наиболее важных параметра при оценке условий работы ЭЦН в случае высокого газового фактора – это газосодержание свободного газа в потоке смеси и сепарация в условиях приема.

Объемное газосодержание у входа в насос (вх) является одним из основных факторов, определяющих влияние газа на работу ЭЦН по следующей формуле:

1_1_8.png,                                     (1)

где Qгвх, Qж – объемный расход свободного газа и дебит жидкости при термодинамических условиях у входа в насос [3].

Коэффициент естественной сепарации свободного газа у приема погружного оборудования  – это отношение объема (объемного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство Vгз, к общему объему (объемному расходу) Vг газа у приема погружного оборудования при данных термобарических условиях [8]:

1_1_9.png.                                                (2)

В отечественной и зарубежной нефтяной практике предложен целый ряд методик оценки сепарации газа на приеме скважинного оборудования. В работе расчет естественной сепарации производился по методике П.Д. Ляпкова [7] и по методике Р. Маркеза [13]. Наиболее известны следующие методики:
П.Д. Ляпкова (1987), Caetano (1992), Alhanati (1993), Serrano (1999), Р. Маркеза (2004) [9].

1_1_7.png

В случае если по скважине производили раздельный замер дебита газа (затрубное пространство, НКТ) и режим работы скважины – стационарный, коэффициент общей сепарации можно рассчитать следующим образом:

Qгз = Qго – Qгнкт,                             (3)

где Qгз – дебит газа при стандартных условиях (дебит из затруба), м3/сут;
Qго – дебит газа при стандартных условиях (совместный замер из НКТ и затруба), м3/сут; Qгнкт – дебит газа при стандартных условиях (замер дебита только из НКТ), м3/сут.

Далее параметры необходимо пересчитать для термобарических условий приема глубинно-насосного оборудования:

Qж(Pпр, Tпр) = Qн•bн(Pпр, Tпр) + Qв•bв(Pпр, Tпр),                              (4)

Qго(Pпр, Tпр) = bг(Pпр, Tпр) х (Qго – Qн•Rs(Pпр, Tпр)),                (5)

Qгз(Pпр, Tпр) = bг(Pпр, Tпр)•Qгз,                (6)

1_1_10.png,             (7)

где Qж(Pпр, Tпр) – дебит жидкости, приведенный к термобарическим условиям приема глубинно-насосного оборудования, м3/сут; Qн, Qв – дебит нефти, воды, м3/сут; bв, bн, bг – объемные коэффициенты воды, нефти, газа, 

м33; Кс – коэффициент общей сепарации газа, д. ед.; Rs – газосодержание нефти, м33.

При численном моделировании свойств и поведения флюидов в пласте и скважине широкое распространение получила модель нелетучей нефти (black oil model), когда производят аппроксимацию системы двумя компонентами: нелетучим (нефтью) и летучим (газом), растворимым в нефтяной фазе [6].

Основываясь на данной модели, в работе производились расчеты физико-химических свойств скважинной продукции (PVT-свойств) по известным эмпирическим зависимостям, полученным исследователями в результате аппроксимации экспериментальных данных.

1_1_15.png

Для оценки количества растворенного газа, остающегося в нефтегазовой смеси при давлениях ниже давления насыщения, используют корреляции Standing (1947), Lasater (1958), Vasquez and Beggs (1980), Glaso (1980), Al-Marhoun (1988), Labedi (1990), Kartoatmojo and Schmidt (1991), Petrosky and Farshad (1993) и т. д.

Расчет в работе производился по корреляции Standing, базирующейся на 105 экспериментах.

1_1_11.png             (8)

1_1_12.png    (9)

где γг – относительная плотность газа по воздуху (ρгаза/(ρвозд), д. ед.; φ – мольная доля газа; Pпр[МПа] – давление на уровне приема глубинно-насосного оборудования в МПа.

Газосодержание в любой точке скважины определяется в зависимости от термобарических условий (рис. 7).

1_1_14.png

Объемный коэффициент газонасыщенной нефти требуется для сопоставления объемов нефти на поверхности (товарной нефти) к объемам пластовой нефти и изменяется в зависимости от давления и температуры. Используя известные корреляции, можно привести дебиты на поверхности к условиям приема погружного оборудования. Наиболее известны эмпирические корреляции Шилова, Гиматудинова, Standing, Vasquez and Beggs, Glaso, Al-Marhoun и т. д.

В работе расчет производился по корреляции Standing:

1_1_13.png.           (10)

Так, используя известные корреляции (табл. 1), была получена расчетная модель PVT-свойств, которая использовалась далее для оценки условий работы внутрискважинного оборудования в ходе опытно-промысловых исследований.

Для расчета градиента давления в стволе скважины использовалась механистическая модель Ansari et al. и эмпирическая Beggs & Brill. Подробнее можно ознакомиться в работах [4], [5], [10]–[12].

В табл. 2 представлены входные и выходные параметры численной модели (замеры на скважине и результаты расчетов). Для проведения качественных стендовых испытаний, при которых будет дан ответ, как отработало оборудование в скважине, необходимо знание условий его работы на промысле. Особенно важно знать параметры объемно-расходного газосодержания в условиях приема глубинно-насосного оборудования, а также количество газа, поступающего в каждый элемент насосной установки (мультифазная секция, центробежный насос). Данные значения нельзя получить прямым измерением, поэтому требуются расчеты по зависимостям.

В ходе работы насоса с газом происходит деформация его напорно-расходной характеристики. Суммарный напор зачастую снижается до предельных значений, при которых происходит срыв подачи, и давление, развиваемое насосом, оказывается недостаточным для подъема жидкости на поверхность.
В целях понимания степени деформации характеристик, в том числе, проводили серию экспериментов на лабораторной установке, но предварительно данные величины были получены в расчетах. Результаты представлены на рис. 8–10. При подборе оборудования некорректный учет деградации характеристик ЭЦН приводит к недостижению целевого режима.

Детальные математические модели сложных систем и процессов, таких как течение многофазного потока в пласте, насосе, скважине, довольно сложны в реализации. Поэтому они, как правило, носят идентификационный характер, т. е. требуется эмпирически определять отдельные параметры по экспериментальным данным. Комбинация современных методов инженерных расчетов, промысловых и стендовых испытаний позволила дать комплексную сравнительную оценку испытываемому оборудованию.

Выводы

Подготовленная расчетная модель позволила оценить степень деформации напорно-расходных характеристик в рабочей точке и оценить величину текущего (с учетом деградации) перепада давления. На основе узлового анализа показано недостижение потенциала добычи. Расчеты объемно-расходного газосодержания и оценка условий работы глубинно-насосного оборудования способствовали проведению серии лабораторных экспериментов.

Промысловые исследования доказали возможность эксплуатации скважин установками центробежных насосов с электрическими приводами с содержанием свободного газа на приеме насоса до 95 % при дополнении традиционного насосного оборудования мультифазными ступенями и газозащитными модулями. Был проведен сравнительный анализ компоновок двух отечественных производителей.


Таблица 1. Методики и корреляции

Table 1. Methodology and correlations

Параметры

Parameters

Авторы

Authors

Псевдокритические давление и температура

False critical pressure and temperature

Standing

Коэффициент сверхсжимаемости

Super compressibility ratio

Dranchuk

Вязкость дегазированной нефти

The viscosity of the degassed oil

Beggs & Robinson

Давление насыщения

The saturation pressure

Standing

Объемный коэффициент нефти

The volumetric oil ratio

Standing

Газосодержание

Gas content

Standing

Градиент давления

The pressure gradient

Ansari et al.; Beggs & Brill

Коэффициент естественной сепарации

The ratio of natural separation

П.Д. Ляпков; Р. Маркез

P.D. Lyapkov; R. Marcez


Таблица 2. Технологические параметры (данные промысловых исследований и результаты численного моделирования тестовой скважины)

Table 2. Technological parameters (data from field researches and computational modelling results of test well)

№ п/п

No.

Параметр

Parameter

Значение по технологии 1

The value according to the technology 1

Значение по технологии 2

The value according to the technology 2

1

Дебит газа (замер на поверхности), м3/сут

Gas flow rate (the measurement on the surface), m3/day

37 625,8

33 929,0

2

Дебит жидкости (замер на поверхности), м3/сут

Liquid flow rate (the measurement on the surface), m3/day

29,4

26,0

3

Давление на приеме установки, атм

The pressure on the installation receiver, atm

41,7

39,0

4

Дебит газа (прием установки, до сепарации), м3/сут

Gas flow rate (facilty receiver, before separation), m3/day

909,5

869,7

5

Дебит жидкости (прием установки, до сепарации), м3/сут

Liquid flow rate (facilty receiver, before separation), m3/day

30,8

27,1

6

Объемно-расходное газосодержание смеси (до естественной сепарации), %

Volume-consumable gas content of the mixture (before natural separation), %

96,7

97,0

7

Коэффициент естественной сепарации (по П.Д. Ляпкову), %

Coefficient of natural separation (according to P.D. Lyapkov), %

66,0

68,7

8

Коэффициент естественной сепарации (по Р. Маркезу), %

Coefficient of natural separation (according to R. Marchesi), %

76,7

71,6

9

Коэффициент искусственной сепарации (газосепаратор). Диапазоны в связи
с расчетами по двум методикам (определяют левую и правую границы), %

The artificial separation ratio (gas separator). Ranges due to the calculations
by the two methods (define left and right border), %

91,3–92,1

91,3–92,1

10

Общий коэффициент сепарации (для второй технологии был совершен раздельный замер газа из НКТ и из затрубного пространства), %

The general separation ratio (separate gas measurement was made from the pump-compressor tube (PCT) and  from annulus space for second technology), %

97,3–98,0

97,5

11

Дебит газа (на входе в газосепаратор, после естественной сепарации), м3/сут

Gas flow rate (at the input of the gas separator, after the natural separation),
m3/day

211,6–309,3

247,3–272,3

12

Объемно-расходное газосодержание смеси (на входе в газосепаратор, после естественной сепарации), %

Volumetric consumable gas flow rate content of the mixture (at the input of the gas separator, after the natural separation), %

87,3–90,9

90,1–90,9

13

Дебит газа в затрубном пространстве после общей сепарации, м3/сут

Gas flow rate in the annulus space after general separation, m3/day

885,1–891,1

848,3

14

Дебит газа (в мультифазной секции на первой ступени), м3/сут

Gas flow rate (multiphase section at the first stage), m3/day

18,35–24,37

21,5

15

Объемно-расходное газосодержание смеси (в мультифазной секции на первой ступени), %

Volumetric consumable gas flow rate content of the mixture (multiphase section
at the first stage), %

37,3–44,2

44,1

 




← Назад к списку


im - научные статьи.