Высоковязкие нефти (ВВН) — актуальная проблема современной нефтедобычи, и все месторождения с ВВН относят к трудноизвлекаемым запасам. В статье затронуты проблемы в работе электроцентробежного насоса, возникающие при добыче нефти, обладающей высокой вязкостью, и предложены пути их решения. Рассмотрена зависимость рабочих характеристик насоса от вязкости нефти, также затронута зависимость вязкости нефти от содержащихся в ней компонентов. Цель: подобрать максимально подходящий режим для эффективной работы ЭЦН в условиях высоковязкой нефти.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, напорная характеристика, насос, условия добычи, напряжение сдвига, коэффициент полезного действия, КПД.
При добыче высоковязкой нефти многие характеристики ЭЦН заметно снижаются, а применение других насосных установок в настоящее время не является надежным. Высокая вязкость нефти в первую очередь влияет на дисковые потери и гидравлические сопротивления в каналах рабочего колеса, что влияет на потребляемую насосом мощность. В связи с этим при добыче высоковязкой нефти мощность, потребляемая насосом, резко возрастает, а коэффициент полезного действия (КПД) существенно снижается. При эксплуатации УЭЦН в условиях добычи высоковязкой нефти, необходимо учитывать изменения КПД насоса, напорной характеристики, коэффициента подачи, чтобы более точно выбирать насосы и режимы их работы в конкретных условиях, что значительно снизит энергозатраты.
При добыче ВВН из-за отсутствия высокопроизводительных и надежных винтовых насосов вынужденно применяют ЭЦН высокой производительности. Однако, известно, что при вязкости нефти 300 мПа*с и более УЭЦН практически теряет работоспособность. Из опыта эксплуатации отечественных УЭЦН следует, что при вязкости нефти 150 мПа*с производительность снижается в 2 раза и более. Например, подача ЭЦН5–35 снизится до 15–17 т/сутки.
При добыче ВВН, вследствие высокого напряжения сдвига приходится снижать забойное давление, то есть увеличивать депрессию. В таком режиме работы есть свои плюсы, но имеются и существенные минусы, один из таких — это образование конусов воды и её прорыв в скважину, из-за чего в дальнейшем будет наблюдаться рост обводнения продукции, из-за чего в свою очередь в интервале обводнения 45–70 % образуются аномально вязкие эмульсии (АВЭ). А при обводнённости продукции скважины 80 % и более УЭЦН можно применять для добычи высоковязкой нефти без заметного снижения КПД. Результаты прогнозирования возможности работы УЭЦН показали, что на Гремихинском месторождении при обводнённости продукции скважин выше 80 % насос может работать без значительных изменении напорных характеристик. Но всё же в наших интересах максимально отсрочить рост обводнённости, в целях достижения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН), и в то же время создать максимально возможную депрессию, что представляет нам ряд проблем. Поэтому вопрос о добыче высоковязкой нефти стоит очень остро и требует поисков решении.
Для максимальной адаптации УЭЦН к условиям добычи высоковязкой нефти необходимо:
— Спускать ЭЦН на максимально возможную глубину с учетом того, что там температура выше, чем на полученной по расчётам глубине, следовательно — вязкость ниже;
— Первые 4–5 ступеней насоса заменить на более производительные, например, в ЭЦН-50 использовать ступени от ЭЦН-80 — это позволит немного повысить подачу насоса;
— Подбирать погружной электродвигатель (ПЭД) с запасом мощности 15–20 %;
— Производить снижение забойного давления с учётом геологических, гидродинамических и технологических особенностей эксплуатации скважины, во избежание преждевременной обводнённости, прорывов газа и кольматации пласта;
— Обеспечить погружение насоса под динамический уровень не менее чем на 350–400 м;
— При образовании высоковязких эмульсий в НКТ обеспечивать периодическую или постоянную подачу реагентов в затрубное пространство;
— По возможности применять способ эксплуатации с помощью УЭЦН при обводнённости продукции скважин выше 75–80 %.
— При эксплуатации ЭЦН необходимо заранее учитывать влияние плотности и вязкости добываемой жидкости на его характеристики, так как заводские испытания центробежных насосов выполняются с использованием воды плотностью 997–1000 кг/м 3
— Подача депрессионных присадок или деэмульгаторов в затрубное пространство скважины;
— Применение забойных нагревателей с автоматическим ограничением температуры нагрева жидкости не более 50–60 градусов (эта технология считается высокозатратной, поэтому применяют её редко, только при острой необходимости).
Рис. 1. Напорная характеристика ЭЦН для воды и для нефтей 30 и 100 мПа*с
Рис. 2. Изменение динамического уровня при освоении после ремонта для различных вязкостей нефти
Из опыта исследований учёных Уфимского нефтяного института нефтей Арланского месторождения, основным компонентом, увеличивающим вязкость нефти в пластовых условиях, являются асфальтены, обладающие сильнейшими межмолекулярными связями. Исходя из результатов исследования, напряжение сдвига, соответственно и вязкость нефти зависят от содержания в нефти асфальтенов и смол. Для Арланского месторождения справедливо следующее соотношение:
где
А — содержание асфальтенов;
С — содержание смол;
К — коэффициент адаптации.
Как можно увидеть из формулы, напряжение сдвига и вязкость находятся в прямой зависимости от содержания асфальтенов и в обратной зависимости от содержания смол. Такая зависимость свойственна и для других месторождений, но для них нужно применять другой коэффициент адаптации.
Так как при эксплуатации ЭЦН нам известна только характеристика насоса при работе на воде, то появляется необходимость производить пересчет характеристик с учетом условий, при которых будет работать насос.
Пересчет водяной характеристики центробежного насоса на жидкость заданной вязкости основан на экспериментальных данных, так как теоретическое решение этого вопроса крайне трудно из-за сложности и неполной изученности явлений, происходящих в насосах. В настоящее время известно более 20 методов пересчета характеристик центробежных насосов. Значительный вклад в методологию внесли П. Д. Ляпков, Д. Я. Суханов, Р. И. Шишенко, М. Д. Айзенштейн и ряд других авторов.
Выводы: Был произведён анализ работы электроцентробежного насоса в условиях добычи высоковязкой нефти и были предложены пути решения, которые не требуют больших затрат и позволяют максимально эффективно эксплуатировать ЭЦН без значительных изменении рабочих характеристик.
Также была освещена зависимость между вязкостью нефти и содержании в ней определённых компонентов, с помощью которой можно ещё на начальном этапе разработки месторождения оценить вязкость нефти и заранее подобрать соответствующий режим работы скважинного оборудования. Также в статье затронута тема пересчета характеристик насоса, что тоже является важной составляющей для выбора оборудования.
Литература:
- Эксплуатация месторождении нефти в осложнённых условиях: Учебное пособие. / И. А. Галикеев, В. А. Насыров, А. М. Насыров. — М.: Инфа-Инженерия, 2019. — 356 с.
- Влияние вязкости перекачиваемой среды на характеристики магистральных нефтяных насосов / И. Е. Васильев, Д. Н. Китаев, Е. П. Коротких, Т. О. Маслова. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 9 (143). — С. 42–45.
- Анализ поправочных коэффициентов пересчета характеристики электроцентробежного насоса при влиянии вязкости добываемого флюида / С. С. Пекин, П. Л. Янгулов. — Текст: непосредственный // Экспозиция Нефть Газ. — 2013. — № 2. — С. 68–69.
- О влиянии вязкости перекачиваемой жидкости на коэффициент полезного действия насосного агрегата / С. Г. Бажайкин, А. С. Михеев, М. З. Ямилев, Е. Ф. Денисов. — Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. — 2021. — № 2. — С. 99–101.
- Вязкость нефти. — Текст: электронный // neftegaz.ru: [сайт]. — URL: (дата обращения: 19.11.2022).
