Влияние химреагентов на работу насосных скважин

В общем виде расход энергии (давления) на подъем продукции в насосной скважине можно представить в виде:

                                                                   (3.42)

где первое слагаемое - потери давления на преодоление сил трения; второе - потери давления на преодоление сил тяжести.

Многочисленные исследования погружного насоса на стационарном режиме работы показали, что потери на трение на забойном участке незначительны и ими можно пренебречь. Применительно к насосной скважине выражение (3.42) можно записать для участков

от забоя до приема насоса

                               (3.43)

от выкида насоса до устья скважины

                                      (3.44)

 

где ρсм1,2 - средние плотности продукции скважины на забойном участке и в подъемных трубах; Рг - работа газа в подъемнике, зависящая от обводненности продукции и давления на приеме насоса.

Минимально необходимый напор для подъема продукции скважины оценивается

(3.45)

где Ру - противодавление на устье; η - коэффициент полезного действия насоса; Нг(Рпр) - работа газа, приведенная к единице длины.

Расчет давления на приеме насоса проводится для двух вариантов Рпр > Рнас и Рпр < Рнас. Это особенно важно для скважин с высоким и средним газовым фактором, так как срывное давление на приеме определяется объемом отсепарированного газа и объемом газа, поступающим совместно с жидкостью в насос. Краевые значения срывного давления в зависимости от производительности насоса, обводненности и коэффициента сепарации равны:

              (3-46)

где - коэффициент корреляции, равный φ = Ps / Pср; Рs -  давление, при котором происходит прекращение подачи насоса; Рср - давление срыва, подачи насоса. Для конкретных условий коэффициент φ определяется экспериментально, и его использование в расчетах по формуле (3.46) существенно повышает точность определения Рпр.

Работа газа в подъемных трубах рассчитывается по формуле

                                              (3.47)

Если учесть, что для забойного участка можно записать

                                                                           (3.48)

уравнение для работы газа примет вид

                                                                     (3.49)

Для более точных расчетов, особенно при определении роли вводимых в скважину химреагентов, используется понятие приведенной работы:

                                                                     (3.50)

Параметр Нпр есть фактическая среднеинтегральная величина работы газа в интервале давлений от устья до начала выделения газа. Пример графической интерпретации выражения (3.50) приведен на рис. 3.19. Выбирается скважина (или режим) с наибольшим устьевым давлением Р1, а давление, при котором Hг достигает своего максимального значения.в этой скважине, - Р2.

Ввод химреагентов осуществляется через прием насоса. Эффективность работы газа в разных скважинах и при различных режимах ввода химреагентов и производительности насоса можно сравнивать в том случае, если все рассматриваемые параметры уравнения (3.50) приведены к одному и тому же устьевому давлению. При таком предположении условия разгазирования будут сравнимыми, если в качестве подинтегральной функции в формуле (3.50) брать разность Нг(Р) - Нг(Р1)

                                                (3.51)

Так как для конкретной скважины величины Нг(Р1) = const,то уравнение (3.51) можно переписать

                                             (3.52)

Необходимость использования среднеинтегральной величины, а не максимальной, вызвана тем, что значение Нг достаточно сильно флуктуирует при давлениях, близких к давлению начала выделения газа. На основании выражения (3.52) эффективность работы газа в зависимости от ввода химреагентов можно представить в виде:

               (3.53)

С учетом выражения для ψ формула (3.45) перепишется

(3.54)

Влиять на эффективность работы газа можно изменением величины Рпр и степени сепарации газожидкостной смеси, например, при помощи забойного сепаратора, установленного перед приемом насоса.

Механизм действия химреагентов на работу насосных установок исследовался путем ввода ПАВ-деэмульгаторов в обводненных скважинах. В опытах ПАВ подавался на прием насоса непрерывно с устья скважины дозировочным насосом, концентрацию и расход регулировали изменением производительности насоса. Приведем кратко результаты исследования скв. 5784.

Скважина 5784, слабообводненная, оборудованная погружным насосом ЭЦН-80-1200, была исследована на 14 режимах, результаты которых приведены в табл. 3.9.

Таблица 3.9

Результаты экспериментальных исследований по скв. 5784

Наименование ПАВ

Номер опыта

Произво-

Дительность насоса,

м³сут

Расход ПАВ, г/т

Давление, МПа'.

Рзатр Рбуф Рвык Без подачи ПАВ 1 88,3 - 2,5 5,85 9,155

Сепарол

1 93,9 10,0 3,0 0,515 8,660 2 94,2 10,5 3,0 0,510 8,640 3 106,4 14,3 3,0 0,425 8,489 4 112,2 22,1 3,2 0,450 8,271 5 111,2 33,0 3,5 0,475 8,293

Дипроксамин-157

1 93,8 6,1 3,3 0,526 9,041 2 109,3 12,4 3,3 0,425 8,462 3 111,9 21,1 3,2 0,450 8,257 4 113,2 34,6 3,2 0,450 8,286

Онапен

1 89,7 8,4 2,8 0,475 9,036 2 90,4 11,5 2,8 0,500 9,049 3 101,8 25,9 2,8 0,515 8,627 4 102,2 39,6 3,2 0,475 8,619

Обработка результатов исследований проведена с помощью зависимости (3.45), а результаты представлены на рис. 3.20. Анализ показывает, что эффективность работы газожидкостного подъемника слабо зависит от потерь давления на гидравлическое сопротивление и в сильной степени зависит от параметров процесса разгазирования по длине подъемника, вязкости и средней плотности смеси. При этом разные типы химреагентов по-разному влияют на разгазирование. Так, деэмульгатор дипроксамин-157 при расходе 20 г/т воздействует на 10,5% эффективнее, чем деэмульгатор онапен. Деэмульгатор сепарол-25 близок по эффективности реагенту дипроксамин-157.

Аналогичные исследования были проведены на обводненных скв. 3150 и 143. Исходная характеристика по этим скважинам приведена в табл. 3.10, а результаты исследований - в табл. 3.11.

Таблица 3.10

Исходная характеристика исследуемых скважин

Номер сква-жины	Тип насоса	Глубина спуска, м	Диа-метр НКТ, мм	Дебит жидкости, м3/сут	Обвод- ненность, %	Давление, МПа, на
						приеме	устье
3150	ЭЦН130-600	1100	50	89	45	4,78	0,95
143	ЭЦН160-1100	1080	63	162	47	5,66	1,2

Обработка результатов исследования проводилась по формуле,

                                                                       (3.55)

Графическая зависимость между оптимизируемыми критериями и расходом ПАВ для исследованных скважин приведена на рис. 3.21 и 3.22.

Сопоставление расчетного критерия эффективности Kх по формуле (3.54) и результатов промысловых исследований по (3.55) показывает, что относительная погрешность в вычислениях не превышает 2,5%.

Из табл. 3.11 видно, что при расходах ПАВ больше 10-15 г/м³ производительность скв. 3150 почти не увеличивается. Для скв. 143 она соответствует расходам 15-20 г/м³. Расход энергии (критерий Кх ) вначале снижается, а затем растет с увеличением значения q (см. рис. 3.22) и при концентрации реагента около 10-15 г/м³ достигает своего минимума.

Таблица 3.11

Данные замеров и расчетов по скважинам

Концентрация ПАВ, г/м3	Давление, МПа, на			Дебит м3/сут	Кх
	приеме	выкиде	устье
Скв. 3150
5	5,60	11,00	0,90	106	1040
5	5,50	10,85	0,75	III	11045
10	5,70	10,72	0,80	126	872
10	5,60	10,47	0,85	128	935
15	5,00	9,60	0,90	130	в75
20	5,70	11,65	1,20	127	1130
5	5,70	10,94	0,35	107	1066
10	4,90	11,32	0,30	119	1310
15	6,10	10,56	0,30	135	907
Скв. 143
5	8,05	12,11	2,80	169	660
10	8,82	11,42	2,80	173	253
15	7,98	11,77	2,70	187	510
20	7,70	12,22	2,70	187	666
5	4,20	10,17	1,50	169	1088
10	4,75	10,17	1,60	182	972
18	4,54	9,92	1,50	182	966
20	4,45	10,22	1,70	191	1054
5	5,61	13,23	3,60	151	1225
10	6,63	12,57	2,70	160	965

 

Сопоставительный анализ зависимости Kх = f(q) и распределения давления по глубине скважины (рис. 3.23) показывает, что по характеру движения смеси в подъемнике можно выделить три зоны.

Зона 1. Трехфазная смесь с выкида погружного насоса в виде тонкодисперсной системы поступает в подъемник. Химреагент, равномерно распределенный на поверхности раздела фаз, способствует усиленному разделению и коалесценции водной фазы. Этот процесс усиливается также за счет передачи тепла от двигателя погружного насоса жидкости (прирост температуры 3-5°С). Свободный газ при режиме Рвык>Рнас частично растворяется в жидкости, а частично из мелкооклюдированного состояния с уменьшением давления в подъемнике увеличивается до значительных размеров. Относительная скорость газа при этом возрастает, а массоперенос деэмульгатора интенсифицируется. Причем с увеличением расхода ПАВ до определенной концентрации, выделение газа увеличивается.

 

Зона II. Смесь движется по структуре четочного режима. Это наглядно видно из сравнения кривых изменения градиента давления по длине подъемника, снятых при подаче ПАВ (кривые 2, 3, 4) и без его подачи (кривая 1, см. рис. 3.23). Для этой зоны на большей длине подъемника характерно, что

(3.56)

В этой зоне влияние объема газа сказывается многократно. Так, в сечениях В и А средняя плотность смеси дважды минимизируется, снижаясь до значений

                                                                                  (3.57)

Отделение водной фазы. и выделение ее из эмульсии в этой зоне достигается почти полностью.

Зона III. Образование этой зоны вызвано увеличением объема газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в подъемнике. При этом возрастающая скорость газа способствует вторичному диспергированию смеси. Но при этом вторичная эмульсия, образованная в III зоне весьма неустойчива и на устье скважины довольно легко разделяется на фазы.