Дипломная работа. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных
 Скачать 0.85 Mb.
|
|
2.2 Влияние свободного газа у приема ЭЦН на рабочие характеристики На характеристики электроцентробежных насосов влияет множество факторов, одним из которых является повышенное содержание газа на приеме насоса. Величина объемного газосодержания на входе в насос β вх определяется как отношение расхода газа к подаче газожидкостной смеси: β вх = Q г . вх Q г . вх + Q ж , (2.1) где Q г.вх – объемный расход свободного газа у входа в насос при термодинамических условиях; Q ж – объемная подача жидкости в аналогичных условиях. Величина газосодержания на входе насоса выражается как в процентах, так и в долях единицы [8]. При работе насоса на газожидкостной смеси (ГЖС) наличие большого количества свободного газа в ней негативно сказывается на его напорно – расходных и энергетических характеристиках, вследствие смещения режима работы насосы от оптимальной области влево по напорной кривой, приводя к снижению напора, мощности, подачи и КПД. На рисунке 2.2 показан характерный вид напорно-расходных кривых при различном газосодержании на входе насоса. Рисунок 2.2 – Напорная характеристика насоса при различном газосодержании 25 Смещение режима работы насоса от оптимального происходит из-за деградации напора, так как эмульгированный газ в ГЖС увеличивает её объем, который проходит через первые рабочие ступени насоса. Часть энергии, подводимой к валу насоса, расходуется на сжатие газовых пузырьков и их растворение в пластовой жидкости, вследствие чего снижается КПД насоса. В насосно-компрессорных трубах часть этой энергии возвращается в виде газа, выделяющегося из нефти, создавая эффект газлифта, который способствует подъему скважинной жидкости на поверхность и уменьшает требуемый для работы скважины напор. При визуальном наблюдении структуры потока газожидкостной смеси в каналах центробежного насоса с помощью стробоскопа, была выявлена основная причина резкого ухудшения параметров его работы при росте газосодержания, которая заключалась в образовании в каналах направляющих аппаратов и рабочих колёс насоса полостей (газовых каверн), которые не участвовали в общем течении ГЖС через каналы. Структурные формы течения ГЖС были определены П.Д. Ляпковым на основе проведения эксперимента на водовоздушных смесях. На рисунке 2.3 представлены зарисовки типичных форм движения газожидкостного потока [9]. Рисунок 2.3 – Структура потока ГЖС в каналах рабочего колеса центробежного насоса 26 Вследствие появления газовых каверн и пустот в рабочих аппаратах насоса уменьшается пропускная способность каналов, ухудшается процесс обтекания лопастей насоса и нарушается энергообмен ЭЦН с перекачиваемой смесью. При использовании насосов в режимах искусственной кавитации, в условиях дальнейшего повышения газосодержания на приеме, может происходить срыв подачи. Механизм образования засоренности насоса газом при низких забойных давлениях и образующегося из-за этого перепада давления, при котором возможно движение жидкости вдоль трубы с ускорением, можно исследовать, используя следствие уравнения Бернулли. Для этого за характерные параметры принимаются: давление – p и осевая скорость потока – в активной первой ступени насоса. p 1 + p ¿ 1 v 1 2 2 = p 2 + p ¿ 2 v 2 2 2 , (2.2) где p 1 – давление в момент времени t 0 , когда скорость v 1 минимальна, и p 2 – в момент времени t = T, когда скорость v 2 максимальна; p ¿ 1 v 1 2 2 , p ¿ 2 v 2 2 2 – скоростной напор (динамическое давление) при t=0 и t=T соответственно. Вычитая из левой и правой части уравнения минимальное давление в потоке, при котором происходит разгазирование – p нас , и затем деля их на ( p ¿ 1 v 1 2 2 ) , получаем выражение для определения расчетного числа начала разгазирования. σ расч = p 1 − p кав p ¿ 1 v 1 2 2 + v 2 2 − v 1 2 v 1 2 , (2.3) где p кав - давление кавитации, МПа. Для определения числа устойчивости, необходимо учитывать тот факт, что разгазирование возникает при условии p 1 =p нас , что соответствует работе насоса в неустойчивом режиме: 27 σ = p 1 − p кав p ¿ 1 v 1 2 2 , (2.4) или p 1 = σ ∆ ρ+ p нас , (2.5) где ∆ ρ - скоростной напор первой ступени (перепад давления после и до первой ступени насоса). Условие устойчивой работы УЭЦН во время разгазирования характеризуется уравнением (2.5), но только при соответствующих коэффициентах безопасности. Таким образом, если во время работы насоса давление на его приеме будет выше, чем давление насыщения нефти газом, то растворенный газ будет выделяться только выше насоса. Согласно исследований Маркелова Д.В., Дроздова А.Н., Ляпкова П.Д., Мищенко И.Т. не только количество свободного газа на входе в насос, но и его дисперсность в ГЖС оказывает большое влияние на работоспособность ЭЦН. В РГУ нефти и газ им. И.М. Губкина были проведены несколько экспериментальных исследований влияния свободного газа на характеристику погружных центробежных насосов различных типов на модельных смесях «вода-воздух», «вода-ПАВ-воздух» с использованием стендовой установки [6]. Результаты исследований, полученные в ходе эксперимента, позволили сделать несколько выводов: 1. При работе погружных насосов на смеси «вода-воздух» происходит снижение рабочих параметров насоса: подачи, напора, КПД и мощности. 2. Снижение рабочих параметров насоса зависит от количества газа, содержащегося в скважинной жидкости. При повышении газосодержания до определенного предела может возникать срыв подачи насоса, приводящий к его остановке. 3. Оптимальная область работы насоса резко уменьшается по мере увеличения количества газа в откачиваемой газожидкостной смеси. Гафуров О.Г. в своей работе провел экспериментальное исследование влияние структуры газожидкостного потока на характеристики насоса [10]. В 28 результате им было определено, что для увеличения максимального газосодержания на входе в насос до значений Г=0,25 необходимо увеличить дисперсность газа. Для увеличения дисперсности газовой фазы можно использовать диспергаторы, устанавливающиеся на входе в насос. Группа ученых под руководством Н.Н. Репина провела исследования по совместной работе ступеней в многоступенчатом погружном насосе [11]. В результате проведения эксперимента они установили, что напор, который развивает одна ступень, увеличивается по мере роста её порядкового номера. Причиной этого является изменение дисперсности газовой фазы в потоке при его продвижении к верхним ступеням насоса, то есть изменение физико- химических свойств газожидкостной смеси. Проанализировав представленные выше работы, можно сделать вывод о том, что задача рационального использования УЭЦН в скважинах, осложненных высоким газовым фактором в полной мере не была решена, поскольку данные экспериментальные исследования были проведены в области небольших газосодержаний на входе насоса (0,01-0,1). Применение данных методов возможно только для погружных центробежных насосов, работающих с числом оборотов в минуту 2800-2900. 29 3 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ И ТЕХНОЛОГИЙ ЗАЩИТЫ УЭЦН ОТ ВРЕДНОГО ВЛИЯНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА Газовый фактор нефтей на разрабатываемых месторождений может изменяться в достаточно широком диапазоне. Технические условия эксплуатации установок погружных центробежных насосов позволяют добывать скважинную продукцию с допустимым значением газосодержанием на входе в насос – 25%. В промысловых условиях в зависимости от типоразмера насоса эта величина колеблется в пределах 5-25 %. На сегодняшний день существует несколько способов борьбы с повышенным газосодержанием в скважинах, которые эксплуатируются с помощью УЭЦН [1]: спуск насоса под динамический уровень жидкости в скважине, где давление на приеме будет обеспечивать его бесперебойную, устойчивую работу на оптимальных параметрах; подлив дегазированной жидкости; использование комбинированных насосов (конусных или ступенчатых); оснащение насоса газосепаратором, отличающимся конструктивными особенностями; установка диспергаторов на приеме насоса; применение мультифазных насосов. 3.1 Спуск насоса под динамический уровень жидкости в скважине При увеличении глубины спуска ЭЦН под динамический уровень жидкости происходит рост давления на приёме насоса, что в свою очередь приводит к уменьшению газосодержания смеси на приёме насоса. Ранее этот метод активно применялся на промыслах, но из-за политики интенсификации 30 добычи нефти, которую в настоящей время ведут большинство ведущих нефтедобывающих компаний в России, связанной со значительным снижением давлений на забое, он является неэффективным, так как даже при значительном заглублении насоса и спуске его до кровли пласта входное газосодержание не удается уменьшить до оптимальных величин. Несмотря на организационную и технологическую простоту данного метода, его применение с точки зрения экономического эффекта нецелесообразно, так как расходы на спуск оборудования (НКТ, кабель) на глубину сопоставимую с глубиной скважины слишком высоки и существует множество ограничений по его применению. 3.2 Подлив дегазированной жидкости Сущность данного метода борьбы с пагубным влиянием газа на УЭЦН заключается в том, что в затрубное пространство скважины подливают дегазированную жидкость. В результате объемное содержание газа в ГЖС на приеме в насос уменьшается, что обеспечивает более стабильную его работу. Были проведены несколько испытаний этого метода в скважинах, оборудованных УЭЦН, где обводненность продукции достигала больших величин – 60-80 %. Он показал небольшую эффективность, так как производительность насоса по жидкости и нефти изменилась незначительно (прирост – 5-8 м 3 /сут и 1-2 м 3 /сут соответственно) [12]. Этот метод не получил широко распространения вследствие ряда недостатков: при подливе дегазированной жидкости в затрубное пространство увеличивается противодавление на пласт (добычные возможности скважины не реализуются в полной мере); снижение надежности ПЭД из-за худших условий охлаждения; дополнительные затраты электроэнергии вследствие необходимости подъема подлитой жидкости на поверхность. 31 3.3 Применение «конической» схемы насосов Так называемые конические насосы применяются на нефтегазодобывающих промыслах уже довольно давно. «Конический» насос представляет собой насос, который состоит из пакетов ступеней различных типов, рассчитанных на разные подачи. В нижней секции насоса устанавливаются ступени с большей номинальной подачей, после них в направлении к устью расположены ступени с меньшей номинальной подачей. В идеальном варианте конический насос должен содержать три пакета ступеней различной конструкции. Компоновка такого типа насоса, следующая: нижняя секция – ступени самой большой производительности, промежуточная секция с меньшей производительностью и верхняя секция со ступенями наименьшей производительности (рис. 3.1). Преимущества данного типа насоса по сравнению с серийным ЭЦН: большее допустимое газосодержание на входе в насос, т.к. его ступени в нижней части, имеющие наибольшую производительность, способны пропускать больший объем свободного газа; меньшая потребляемая мощность, а вследствие этого меньшая температура ПЭД и большая надежность работы. Рисунок 3.1 – Схема «конического» насоса В работе Агеева Ш.Р. [13] также отмечается, что использование ступеней различной производительности в «конических» насосах обеспечивает 32 соблюдение требования эксплуатации всех ступеней в диапазонах рабочей части характеристик применяемых ЭЦН (рис. 3.2). Рисунок 3.2 – Сопоставление характеристик различных типоразмеров ЭЦН по КПД и подаче. Схемы «конических» насосов в настоящее время предлагаются различными отечественными производителями («АЛНАС», «Новомет-Пермь», «Борец») и американскими фирмами («РЭДА» и «Центрилифт»). В применении данного метода существует ряд существенных ограничений: положительный эффект достигается только при относительно небольшом газосодержании на входе насоса; трудности при установке из-за разных диаметральных габаритов ступеней; трудоёмкий расчет оптимальной «конической сборки», пренебрежение которым на производстве ведет к низкому эффекту от применения; ступени ЭЦН большей номинальной подачи не всегда испытывают меньшее влияние свободного газа по сравнению со ступенями меньшей производительности (влияние газа может быть сильнее чем на обычный серийный ЭЦН). 33 Несмотря на данные недостатки метод применения «конической» схемы насоса имеет некоторые перспективы, связанные с созданием насосов специальных конструкций, менее подверженных влиянию свободного газа. 3.4 Применение газосепараторов Сведения изъяты в связи с конфиденциальностью информации. 3.5 Применение диспергаторов В настоящее время вновь наблюдается рост интереса к диспергаторам, который связан с все более усложняющимися условиями эксплуатации ЭЦН. Зачастую газосодержание на приёме насоса так велико, что даже самые эффективные на сегодняшний день газосепараторы не могут обеспечить достаточно полного отделения газа. По-видимому, наилучшим решением при этом может стать комбинация газосепаратора и диспергатора. Однако сейчас серийно выпускаются и отдельные модули – диспергаторы, которые применяют с погружными насосами без газосепараторов. Зарубежными и отечественными производителями серийно изготавливаются следующие диспергирующие устройства: Advanced Gas Handler (AGH) фирмы «РЭДА», диспергатор ОАО «Борец», устройство Gas Master фирмы «Центрилифт», а также диспергаторы ЗАО «Новомет-Пермь». Устройство AGH представляет собой пакет ступеней, конструктивно несколько отличающихся от обычных (рис. 3.7.). Пакет может быть помещен в отдельный корпус или смонтирован в одном корпусе с напорными ступенями насоса. Количество диспергирующих ступеней может достигать 20 — 40 в зависимости от диаметра насоса, газосодержания, дебита [1]. 34 Рисунок 3.7 – Рабочие колеса диспергатора типа AGH В рабочих колёсах диспергатора AGH имеется дополнительный ряд отверстий (отверстия 1, 2 на рис. 3.7), обеспечивающий циркуляцию некоторого количества жидкости между лопатками. Основным плюсом использования данных отверстий является уменьшение воздействия центробежной силы, активизирующей сепарацию газа в насосе, что позволяет отсепарированному газу опять смешиваться с основным потоком и растворяться в жидкости. В каждой крыльчатке также установлены балансные отверстия (уравнивающие давление). Несмотря на то, что промышленные испытания данного типа диспергаторов прошли успешно, он имеет некоторые недостатки: данная конструкция рабочих колес диспергатора приводит к увеличению объемных утечек между лопастями, что снижает его эффективность; в таких ступенях подъем жидкости должен происходить на меньших подачах, чем в аналогичных стандартных ступенях. Диспергатор AGH может устанавливаться как на стандартный входной модуль ЭЦН, так и совместно с газосепаратором (рис. 3.8). Выбор будет зависеть от количества свободного газа на приеме насоса или наличия пакера. Рисунок 3.8 – Схема установки диспергатора 35 Установка диспергатора вместе с газосепаратором приводит к стабилизации работы УЭЦН с сокращением рестартов по причине отключения по недогрузке (скопление газа). Это улучшает производительность и надежность установки. На рисунке 3.9 представлены токовые диаграммы работы ПЭД в скважине с одним лишь сепаратором (левый) и при использовании комбинации газосепаратора и диспергатора (правый). Рисунок 3.9 – Токовые диаграммы ПЭД Первичной целью использования диспергаторов является предотвращение образования газовых пробок в насосе, приводящих к его неустойчивой работе и являющихся причиной выхода его из строя (если неправильно установлена защита насоса). Диспергатор в отличие от газосепаратора не отделяет газ, а наоборот «запрессовывает» его в основной поток в жидкости, гомогенизируя структуру жидкости. Преимущества использования диспергаторов: меньшая вибрация и пульсация потока в НКТ; использование диспергатора позволяет эксплуатировать ЭЦН с входным газосодержанием до 55%; при использовании диспергатора свободный газ не выбрасывается в затрубное пространство, а растворяется в жидкости, вследствие чего он выделяется после прохождения всех ступеней насоса в НКТ, где совершает дополнительную работу по подъему жидкости. Диспергатор позволяет эксплуатировать УЭЦН с максимально допустимым содержание свободного газа на входе – 55 %, а при установке его вместе с газосепаратором входное газосодержание может достигать 68%. 36 3.6 Применение мультифазных насосов При работе ЭЦН, в процессе перекачки им скважинной продукции, возникают центробежные силы, отделяющие газ от жидкости. Небольшие пузырьки газа сталкиваются друг с другом и объединяются в большие по размеру пузыри, называемые газовыми кавернами. Газовые каверны остаются в рабочих органах насоса, препятствуя его нормальной работе и ухудшая рабочие характеристики. В погружных осевых насосах используются ступени специальных конструкций – шнековые ступени, состоящие из рабочих колес – шнеков и выправляющих аппаратов. Центробежные силы в ступенях таких конструкций намного меньше, чем в стандартных ступенях ЭЦН. На рисунке 3.10 представлена рабочая ступень МФН «Посейдон», разработанного компанией Schlumberger. Особое конструктивное исполнение (геликоидальный шнек) данной ступени позволяет рабочим характеристикам насоса ухудшаться в меньшей степени при появлении свободного газа в перекачиваемой ими продукции [1]. Рисунок 3.10 – Ступень погружного МФН «Посейдон»: 1 – шнеки, 2 – выправляющий аппарат. Погружные осевые насосы также называют мультифазными насосами (МФН) [15]. МФН является предвключенным устройством и предназначен для стабилизации работы УЭЦН при добыче нефти, содержащей до 75 % свободного газа на входе в насос. Высокое допустимое газосодержание осевой шнековой ступени объясняется хорошими антикавитационными свойствами 37 шнека. Его принцип действия основан на повышении давления на приеме ЭЦН до уровня, который будет обеспечивать его стабильную работу. Он может быть установлен как в комбинации с газосепаратором, когда газ будут выделяться в затрубное пространство, так и вместе со стандартным приемом ЭЦН, если требуется прохождение всего газа через насос. Давление, создаваемое в МФН, намного меньше, чем давление в ЭЦН. Благодаря этому сжатия газа в нем практически не происходит и весь свободный газ проходит через основной насос, снижая развиваемое им давление. Это частично компенсируется создаваемым газлифт-эффектом выделяющегося из нефти газа в НКТ. Несмотря на газлифт-эффект, полной компенсации потерянного давления в основном насосе не происходит, что требует дополнительного увеличение количества его ступеней. Благодаря особой конструкции ступеней МФН, он не имеет ни левой, ни правой зон неустойчивой работы, до высоких концентраций нерастворенного газа на входе. При увеличении количества свободного газа на приеме смещается только правая граница диапазона подач, в которых МФН создает давление. При проектировании МФН правая граница выбирается так, чтобы при ее смещении из-за увеличения концентрации газа сохранялся достаточно широкий диапазон подач, в которых МФН создает напор и препятствует образованию неподвижных газовых пробок в основном насосе. Следовательно, МФН противодействует сужению рабочего диапазона подач ЭЦН на газо- жидкостных смесях. На данный момент МФН выпускаются различными производителями: МФОН-5 фирмы ЗАО «Новомет-Пермь», МФН «Poseidon» компании REDA. МФН Посейдон справляется с высоким газосодержанием на приеме насоса лучше, чем диспергатор (AGH) или газосепаратор, что приводит к усилению напора и приросту в уровне добычи на скважине (рис. 3.11). 38 Рисунок 3.11 – График характеристик приема насоса Мультифазный насос имеет следующие преимущества: повышает производительность УЭЦН, в условиях высокого газосодержания; при его использовании, по аналогии с диспергатором, газ не выбрасывается в затрубное пространство, а совершает дополнительную работу, выделяясь в НКТ; предотвращает образование газовых пробок в рабочих колесах ЭЦН, благодаря особой конструкции рабочих органов; стабилизирует токовую диаграмму ПЭД, обеспечивая стабильную работу установки; применяется там, где использование газосепаратора ограничено либо невозможно (наличие пакера, наклонные и горизонтальные участки и др.). 39 |