CC BY
71УДК 622.276.53
Р.С. Халиков1, e-mail: Ruslan_khalikov@mail.ru
1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
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.
R.S. Khalikov1, e-mail: Ruslan_khalikov@mail.ru
1 Federal State Educational Institution of Higher Education «Russian State University of Oil and Gas (National Research University) named after I.M. Gubkin» (Moscow, Russia).
Mathematical Modeling of ESP in Producing Wells with High Gas Factor Based on Field Research
In this paper you can see the problem of a large proportion of free gas at intake of the downhole pumping equipment for oil production. We have given the results of field tests of the electric centrifugal pump units (ESPs). The purpose and objectives of research were evaluation the efficiency of the pumps in a well with a large gas-oil ratio. One of the objectives was testing the limits of applicability of the technology to gas-protect modules for ESP. The composition of the test object for the first producer, «electric submersible pump (with inclined-rotor steps) - multiphase pump -gas separator», for the second producer: «electric submersible pump - multiphase pump - dual gas separator». These units were alternately lowered into the well to pilot testing. The overall picture of field research showed that ESP two
PUMPS. COMPRESSORS
producers have worked well in the test with the content of free gas at the receiving gas separator grid for more than 95 % by volume. Gas-oil ratio for the test period was reached 1350 m3/m3, when a pressure at the reception was «40 atm. Estimated volume - consumption gas content at intake equipment before the separation equal to 96-97 %. The paper sets out the existing solutions in the field of operation of submersible centrifugal pumps with high gas content tested on a field. The author has prepared a mathematical model of the production well with ESP. The model allowed us to estimate the degree of deformation of the pressure-flow rate characteristics of downhole pumping systems at the operating point, hold the nodal analysis of the well. The two most important parameter in evaluating the operating conditions of the ESP in the case of high gas factor - are free gas content in the gas mixture and flow separation in the reception conditions. In this paper you can see the results of calculations of the volume - consumption gas content in equipment units. The calculation was made based on the natural separation method by Lyapkov P.D. and Marquez. In a field to assess the overall gas separation annulus of the well test was connected with the flowout line of neighboring wells. The study allowed measuring the flow rate of gas entering the annulus and separately estimate the amount of gas supplied from the tubing.
Keywords: free gas separation, high gas factor, field research, oil production.
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 испы-
таний на тестовой скважине показатели объемного-расходного газосодержания в условиях приема глубинно-насосного оборудования достигли 95 %. 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 значи-
тельной деформации напорно-расход-ной 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, цен-тробежно-вихревых, центробежно-осе-вых рабочих ступеней, использование конической сборки, диспергирующих устройств, предвключенных мультифазных насосов).
Большая часть газозащитных технологий успешно применяется на производстве. Известно, что АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на месторождениях применяло муль-тифазные 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 %.
Ссылка для цитирования (for citation):
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.
Khalikov R.S. Mathematical Modeling of ESP in Producing Wells with High Gas Factor Based on Field Research. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 3, P. 54-62. (In Russian)
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
»OS IIU'TON
Sí«b ||«-ЫУ%
Ita'Wi
id*.
7)% ри-40%
7m¿ pH'»"*
6ÍS
ИР,
íf'i
îlTi
45%
33%
Í0%
HS
0 1» I»
рвх = входное газосодержание для газосепаратора = the input gas content for gas separator
Pix SO".
pnb-Wt
i jtot-3<Л.
iO Ml 70 id tin 10» 110 1:0 I!» 140 150 16» 170 lt№ 19»
Подача жидкости, м3/сут The flow of liquid, m3/day
Технология 1 -А" Технология 2
Technology 1 Technology 2
Рис. 1. Характеристики газосепараторов, полученные в результате проведения стендовых испытаний
Fig. 1. Characteristics of gas separators obtained by the results of bench testing
1000,0
1 S00,0
Отход от вертикали, м Vertical deviation, m 2000,0 2500,0
S Е, is
£ ao. tu (u -a
CÛ _,
° H
Рис. 2. Инклинометрия тестовой скважины Fig. 2. Inclination of the test well
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].
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 цен-тробежно-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. 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, сепара-ционные 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 7001400 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
56
№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
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. 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 м3/м3 при давлении на приеме «40 атм. Расчетное объемно-расходное газосодержание на приеме оборудования до сепарации равнялось 96-97 %. Оценивались энергетические характеристики погружных установок - зави-
Рис. 3. Технологические параметры работы тестовой скважины при эксплуатации технологией 1 Fig. 3. The technological parameters of the test wells during the exploitation of technology 1
Рис. 4. Технологические параметры работы тестовой скважины при эксплуатации технологией 2 Fig. 4. The technological parameters of the test wells during the exploitation of technology 2
Рис. 5. Удельный расход энергии при эксплуатации технологией 1 Fig. 5. Specific energy consumption during tthe operation of technology 1
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2017
57
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Рис. 6. Удельный расход энергии при эксплуатации технологией 2 Fig. 6. Specific energy consumption during tthe operation of technology 2
Рис. 7. Зависимость газосодержания нефти от давления и температуры (пример визуализации выходных данных)
Fig. 7. The dependence of the gas content of the oil from the pressure and temperature (example of the visualization of the output)
Распределение давления
Pressure distribution Давление, ати Pressure, atm
КРДв НКТ
The curve of pressure distribution in the pump-compressor tubes
КРД в Э/К
The curve of pressure distribution in the empirical correlation
Перепал,создаваемый насосом The differential created by the pump
Деградация насоса 20,4 % * Degradation of the pump 20.4 %
Распределение давления
Pressure distribution Давление, атм Pressure, atm
м
KPfl B HKT
The curve of pressure distribution in the pump-compressor tubes
ssure he \ ation 4
КРД в Э/К
The curve of pressur distribution in the empirical correlation
Перепал, создаваемый насосом The differential created by the pump
Деградация насоса 7 % Degradation of the pump 7.0 %
а) a) б) b)
Рис. 8. Распределение давления в скважине с учетом инклинометрии при эксплуатации: а)технология 1; б)технология 2
Fig. 8. The pressure distribution in the well taking into account the inclination during operation: a) technology 1; b) technology 2
симость 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). Для оценки общей сепарации газа за-трубное 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
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 (Рвх) является одним из основных факторов, определяющих влияние газа на работу ЭЦН по следующей формуле:
ß = в™*_
Рвх Q +Q '
гвх ж
(1)
где Qrвх, 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 о - это отношение объема (объемного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство Vrз, к общему объему (объемному расходу) Уг газа у приема погружного оборудования при данных термобарических условиях [8]:
V
(2)
58
№ 3 март 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
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].
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:
Q = Q - Q . (3)
гз го гнкт * '
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
где Qrз - дебит газа при стандартных условиях (дебит из затруба), м3/сут; Qrо - дебит газа при стандартных условиях (совместный замер из НКТ и затруба), м3/сут; 0гнкт - дебит газа при стандартных условиях (замер дебита только из НКТ), м3/сут. Далее параметры необходимо пересчитать для термобарических условий приема глубинно-насосного оборудования:
0 (Р , Т ) = О .Ь (Р , Т ) +
ж4 пр' пр' н нч пр' пр'
+ 0 .Ь (Р , Т ), (4)
в в* пр по'' * '
Q (P , T ) = b(P , T ) х
го* пр' пр' г4 пр' пр'
х (Q - Q.R(P , T )),
\ го н пр' пр'''
Q (P , T ) = b (P , T ).Q ,
гз пр пр г пр пр гз
1/ _<ирпДр)_
(Qro(Pnp'Tnp) "
br(Pno,TJ-Qr3
b(P ,T )-(Q - Q -R (P ,T ))
np' np' » ГО H Sx np' np''
Q„
(5)
(6)
(Qn,-Wn„T„p)
, (7)
где 0ж(Рпр, Тпр) - дебит жидкости, приведенный к термобарическим условиям приема глубинно-насосного оборудования, м3/сут; 0н, 0в - дебит нефти, воды, м3/сут; Ьв, Ьн, Ьг - объемные коэффициенты воды, нефти, газа, м3/м3; Кс - коэффициент общей сепарации газа, д. ед.; Rs - газосодержание нефти, м3/м3.
Индикаторная кривая Indiicator curve
Кривая оттока (фонтан) Outflow curve (fountain)
ч
УЭЦН (учет деградации) IECP (without degradation)
*****
УЭЦН (без деградации) Installation of electric centrifugal pump (IECP) (Degradation accounting)
10
IS
M
Дебит жидкости на поверхности, м3/сут The flow rate of liquid on the surface, m3/day
Рис. 9. Узловой анализ (технология 1) Fig. 9. Nodal analysis (technology 1)
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.
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),
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2017
59
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
Labedi (1990), Kartoatmojo and Schmidt (1991), Petrosky and Farshad (1993) и т. д. Расчет в работе производился по корреляции Standing, базирующейся на 105 экспериментах.
Rs(pnP' тпр)=Уг 204
1,769
ф = 1,225 + 0,001648.T
т ' ' ni
Уг
(8) (9)
где уг - относительная плотность газа
по воздуху ^аАРвозд^ д. ^^ Ф - мол^ ная доля газа; Р [ЙПа] - давление на
уровне приема глубинно-насосного оборудования в МПа. Газосодержание в любой точке скважины определяется в зависимости от термобарических условий (рис. 7). 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:
Ьн = 0,972 + 0,000147(5,615 х х Rs-(^)0-5 + 2,25-Т - 575)1,175. (10)
»н
Так, используя известные корреляции (табл. 1), была получена расчетная мо-
PUMPS. COMPRESSORS
дель 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,
Рис. 10. Узловой анализ (технология 2) Fig. 10. Nodal analysis (the technology 2)
поэтому требуются расчеты по зависимостям.
В ходе работы насоса с газом происходит деформация его напорно-рас-ходной характеристики. Суммарный напор зачастую снижается до предель-
ных 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, прово-
Организатор
SAPE 2017
VIII МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА ПО ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЕ ТРУДА
SAPE 2017
11 -14 Апреля 2017 Сочи, Главный медиацентр
При поддержке
„ , министерство энергетики
Электрификация российской федерации
всероссийская неделя охраны труда
Protect yourself!
Приди на SAPE!
Организаторы
M «VHM1 ьмзй мщмш —
ф!
Партнер регистрации
skincare
4 — искусство зашиты
Электронная почта: eor@expo-elektra.ru
www.sape-expo.ru
Тел.: +7 (499) 181-52-02 (доб. 131) Факс.: +7 (499) 181 -52-02 (доб. 184)
.Индикаторная кривая Iridiicato г curve
{ривая от Outflow cu
rve (fountain)
-УЗЦЬ
;rîc centrîf
Installât
on of eleci
(IECP) (Degradation accounting)
200.a
5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0
Дебит жидкости на поверхности м!/сут The flow rate of liquid on the surface, m'/day
радации) gradation]
1 (учет дег without dé
дили 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 экспе-
риментальным 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 объ-
емно-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 мультифаз-ными ступенями и газозащитными модулями. Был проведен сравнительный анализ компоновок двух отечественных производителей.
Литература:
1. Бедрин В.Г., Хасанов М.М., Хабибуллин Р.А., Краснов В.А., Пашали А.А., Литвиненко К.В., Еличев В.А., Прадо М. Сравнение технологий ЭЦН для работы с большим содержанием газа в насосе на основе промысловых испытаний // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, 20008 [Электронный ресурс]. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/117414-RU (дата обращения: 23.03.2017).
2. Ануфриев С.Н., Каплан А.Л., Погорелов С.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьск-нефтегаз» // Инженерная практика. 2011. № 2. С. 16-17.
3. Дроздов А.Н. Исследования характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. 2011. № 9. С. 108-111.
4. Бикбулатов С.М., Пашали А.А. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины // Нефтегазовое дело. 2005. № 2. С. 1-12.
5. Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. М. - Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2006. С. 277-314.
6. Канаевская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М. - Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2002. С. 22-23.
7. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. М.: МИНГ, 1987. 71 с.
8. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Российский гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. С. 210-230.
9. Пашали А.А. Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора: дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 2011. 192 с.
10. Ansari A.M., Sylvester N.D., Sarica C., Shoham O., Brill J.P. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores. SPE Production & Facilities. May, 1994, P. 143-152.
11. Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes. JPT, May, 1973, P. 607-617.
12. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. SPE Monograph, Vol. 17, Richardson, Texas, 1999.
13. Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation. PhD dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma, 2004.
References:
1. Bedrin V.G., Hasanov M.M., HabibuLLin R.A., Krasnov V.A., PashaLi A.A., Litvinenko K.V., ELichev V.A., Prado M. Compare ECP (Electric centrifugal pump) technology for work with a Large gas content in the pump based of field tests. SPE Russian OiL and Gas Technical Conference and Exhibition, 2008. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/117414-RU (Access date: 23.03.2017). (In Russian)
2. Anufriev S.N., KapLan A.L., PogoreLov S.V. The experience of operation of electric centrifugal pumps in extreme environments in the deposits of Gazpromneft-Noyabrskneftegaz LLC. Inzhenernaya praktika = Engineering practice, 2011, No. 2, P. 16-17. (In Russian)
3. Drozdov A.N. Research of pump characteristics when gas-Liquid mixtures are pumped; and the appLication of the obtained resuLts for the deveLopment of water and gas impact technoLogies. Neftyanoe khozyaistvo = OiL industry, 2011, No. 9, P. 108-111. (In Russian)
4. BikbuLatov S.M., PashaLi A.A. The anaLysis and choice of methods of caLcuLating the pressure gradient in the weLLbore. Neftegazovoe deLo = OiL and gas business, 2005, No. 2, P. 1-12. (In Russian)
5. BriLL J.P., Mukergi H., MuLtiphase fLow in weLLs. Moscow - Izhevsk, Institute of computer research, 2006, P. 277-314. (In Russian)
6. Kanaevskaya R.D. MathematicaL modeLLing of hydrodynamic processes of hydrocarbon deposits deveLopment. Moscow - Izhevsk, Institute of computer research, 2002, P. 22-23. (In Russian)
7. Lyapkov P.D. SeLection of submersibLe centrifugaL pump to the weLL. Moscow, MING, 1987, 71 pp. (In Russian)
8. Mishchenko I.T. DownhoLe oiL production. Moscow, Gubkin Russian State University of OiL and Gas, 2015, P. 210-230. (In Russian)
9. PashaLi A.A. ALgorithms and mathematicaL modeL of optimization of weLLs operation modes in conditions of high gas factor - dis. of the Candidate of Sciences. Ufa, 2011, 192 pp. (In Russian)
10. Ansari A.M., SyLvester N.D., Sarica C., Shoham O., BriLL J.P. A Comprehensive Mechanistic ModeL for Upward Two-Phase FLow in WeLLbores. SPE Production & FaciLities. May, 1994, P. 143-152.
11. Beggs H.D., BriLL J.P. A Study of Two-Phase FLow in IncLined Pipes. JPT, May, 1973, P. 607-617.
12. BriLL J.P., Mukherjee H. MuLtiphase FLow in WeLLs. SPE Monograph, VoL. 17, Richardson, Texas, 1999.
13. Marquez R. ModeLing DownhoLe NaturaL Separation. PhD dissertation, The University of TuLsa, OkLahoma, 2004.
