Пенистость нефти как важный фактор влияния свободного газа на характеристики погружного центробежного насоса

Дроздов А.Н., Сафиева Р.З., Филатов В.М. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

ПЕНИСТОСТЬ НЕФТИ КАК ВАЖНЫЙ ФАКТОР ВЛИЯНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА

Одним из главных осложняющих факторов при насосной эксплуатации скважин в современных условиях является влияние свободного газа на характеристики погружного центробежного насоса (ЭЦН).

В значительной мере это связано с технической политикой интенсификации добычи нефти, проводимой ведущими компаниями в России. При интенсификации забойные давления существенно снижают по сравнению с давлениями насыщения, что приводит к выделению из нефти свободного газа уже в призабойных зонах скважин.

Страх перед вредным влиянием свободного газа во многих случаях настолько велик, что нефтяники зачастую применяют различные средства борьбы с газом там, где в них нет никакой необходимости. Это приводит к затратам на приобретение ненужного оборудования, к таким тяжелым авариям, как обрывы установок ЭЦН (УЭЦН) по телу газосепаратора и полёты на забой, дополнительному расходу электроэнергии и т.д. Представители науки и производители оборудования, в свою очередь, соревнуются в проектировании и изготовлении техники для защиты от влияния газа (насосы специальных конструкций, диспергаторы, противополёт-ные газосепараторы и др.). В рекламных целях заявляются совершенно нереальные, не соответствующие действительности цифры допустимого газосодер-жания. Делаются даже абсурдные заявления о большем напоре и большей подаче на газожидкостной смеси (ГЖС) разработанных лопастных мультифаз-ных насосов по сравнению с характеристиками на однородной жидкости. При этом совершенно упускается из виду то, что газосодержание у входа в насос рвх отнюдь не является единственным фак-

тором, от которого зависит степень воздействия свободного газа на характеристику ЭЦН.

Всё это происходит вследствие непонимания физической сущности процесса влияния свободного газа на характеристики лопастных насосов, вызванного тем, что многие нефтяники, производители и ученые не удосужились прочитать и понять фундаментальные работы П.Д. Ляпкова и других исследователей по данной проблеме, а сразу же бестолково приступили к борьбе с вредным влиянием газа.

Как показывают экспериментальные исследования, области существования режимов течения ГЖС в межлопаточных каналах, границы между кавитационными и бескавитационными областями, а также сами характеристики ЭЦН на газожидкостной смеси зависят, кроме величины рвх, от целого ряда других параметров. К наиболее важным из них относятся: пенообразующие свойства (пенистость) и вязкость жидкости, абсолютное давление у входа в насос, дисперсность ГЖС, конструкция ступени, число ступеней в насосе и режим его работы по подаче.

При проведении стендовых исследований характеристики погружных центробежных насосов на смеси «вода - ПАВ

- газ» с применением в качестве ПАВ дисолвана 4411 оказались существенно выше по сравнению с ГЖС «вода - газ» при одинаковых газосодержаниях [1]. Такое улучшение работы насоса можно связать с расширением области эмульсионной структуры потока смеси в меж-

лопаточных каналах вследствие повышения устойчивости границ раздела «газ - жидкость» на поверхности пузырьков с добавкой ПАВ. При этом важно отметить, что прочные и эластичные поверхности раздела фаз, способствующие существованию эмульсионной структуры ГЖС, создают адсорбирующиеся на поверхности пузырьков пенообразующие ПАВ [2]. Пеногасящие же ПАВ, тоже концентрирующиеся на границе раздела фаз, наоборот, снижают устойчивость газожидкостных систем [3,4].

Все нефти, будучи сложными многокомпонентными дисперсными системами, содержащими гетероатомные соединения, в той или иной степени содержат пенообразующие ПАВ и различаются по своим пенообразующим свойствам. Во ВНИИСПТнефть был разработан метод [5], по которому склонность жидкости к пенообразованию определяется наибольшим (критическим) диаметром проволочного кольца dвх (мм), вынутого из исследуемой жидкости в газовую среду, на котором пленка этой жидкости может существовать не менее одной секунды. Чем больше dвх, тем выше пенообразующие свойства жидкости. Нефти месторождений dвх нашей страны обладают пенообразующими свойствами от 9 до 105 мм [3, 5-10]. Известно, что нефти, для которых характерно dвх с в пределах 10-30 мм, не склонны к пенообразованию, для большинства нефтей значение dвх находится в пределах от 30 до 70 мм. Пенообразующая способность нефтей в основном опре-

на правах рекламы

ООО «ЭР ДЖИ РИНД КО ОЙ Л ФИЛД СЕРВИС КОМПАНИ ЛНМНТЕД»

теп. -7 <4адэва ае ео Щгр+t see- ёй-йг

E-mail: плкофплкэ.ги iv.imka.ru

ООО ..РИННО АЛЬЯНС

гм. 47 i4gs;i saa-бв-во nasu т7 И95) 900 fi0 а?

Е пчи' ппкойппкл.ги *ДУЛ' ппКо.гъ

ооо бск . Риндко і

I&П. 1-Т 1495! 9E7-3D-31 Теп. (ОД 967 30 32

озкс +7 (Мв) Зй?-Э0-ЗЭ E-mail: плвксФье-к-ппаКо ru ^МА.пґікя.ги

COO ТД «РИНАКО:.

ІйЛ. +7\1Щ 9ВД-02-05 ntifmG+7 (405) ЭД0 ег и Е ГПЗ-И: ?d &г^Ко.ги іМУЛ гіпко.щ

Шкотшш шгатлют РМмщ

гїїатщл ДіШ

НАШ СТЕНД НА ВЫСТАВКЕ 'НЕФТЕГАЗ-2008'' 1 ПАВ* 1F11

Рис. 1. Характеристики насоса ЭЦН5-80 на смесях «вода - ПАВ - газ» при Рвх = 1,1 МПа, dкр = 66 мм (а) и dкр = 35 мм (б).

деляется свойствами природных поверхностно-активных стабилизаторов пен.

Величина пенообразующих свойств нефтей является важным фактором, препятствующим слиянию газовых пузырьков в крупные каверны в ГЖС, в частности, при ее течении в каналах ступеней ЭЦН. Следовательно, от ее значения может зависеть эффективность работы насоса на ГЖС.

Для более полного изучения роли пенообразующих свойств ГЖС в степени влияния свободного газа на характеристику насоса были проведены специальные экспериментальные исследования [1].

На лабораторной установке изучали работу 76-ступенчатого насоса ЭЦН5-80 на смесях «вода - ПАВ - газ» с различ-

ными пенообразующими свойствами жидкости. Изменение пенистости достигали путем добавки в воду различных количеств ПАВ - дисолва-на 4411. Установка позволяла определять характеристики ЭЦН на ГЖС с точностью, соответствующей требованиям ГОСТ 6134-71 «Насосы динамические. Методы испытаний» [11].

На рис. 1 показаны характеристики насоса ЭЦН5-80 в координатах Рн—Ож(Рн - давление, развиваемое насосом, Qж - подача жидкости) на смесях «вода - ПАВ - газ» при dкр = 66 мм (а) и dкр = 35 мм (б) для различных рвх. Давление у входа в насос Рвх в обоих случаях составляло 1,1 МПа. Как видно из рис. 1, влияние газа на работу насоса до Ьвх =10% примерно одинаково как при dкр = 66 мм, так и при dкр = 35 мм. При рвх >10% (см. рис. 1) влияние газа на характеристику насоса уменьшается с ростом пенообразующих свойств. Так, для Qж = 0,6 л/с и Ьвх = 40% разница в величинах развиваемого насосом давления намного значительнее - 0,71 и 0,252 МПа при dкр = 35 мм и d„n = 66 мм, соответственно. Это

кр

свидетельствует о том, что возрастание пенистости жидкости приводит к существенному снижению вредного влияния газа в области высоких газосодержа-ний.

Для анализа влияния пенистости на работу насоса были построены зависимости коэффициента подачи жидкости Ко при нулевом напоре от dкn для различных значений Ьвх. На рис. 2 представле-

Тип ГЖС Гїкр, мм пж мм2/с о, мН/м Рвх, МПа Экспериментальные точки на рис. 2

«Вода - газ» 16 1 72 3,1 а

35 1 60 2,1

«Вода - ПАВ - газ» 46 1 54,5 2,1 б

66 1 42,6 3,1

«Масло - газ» 14 7,1 27,6 2,1 в

«Нефть - газ» 59 5,5 22 3,1-4,1 г

Экспериментальные значения dкр, пж , о и Рвх

ны такие зависимости для Ьвх = 25 (1), 30 (2) и 36,6% (3) при работе насоса ЭЦН5-80 на смесях «вода - газ», «вода

- ПАВ - газ», «масло - газ» по данным

[1], а также значения Ко для насосов ЭЦН5-80-800, ЭЦН5-130-600,

ЭЦН5-160-1100 на нефтегазовых смесях пласта Д1 Ромашкинского месторождения, подсчитанные в результате обработки опытных данных [12 - 14]. Величины Рвх, dкр, вязкости жидкости пж и поверхностного натяжения о жидкой фазы смесей в экспериментах, по данным которых построен рис. 2, приведены в таблице.

Экспериментальные точки на рис. 2 получены по результатам испытаний насосов при Рвх>2 МПа и уж<7,1 мм2/с , так как в этих условиях степень влияния газа на работу погружного центробежного насоса, как показали проведенные исследования, практически не зависит ни от давления у входа в насос, ни от вязкости жидкой фазы смеси.

Значения Ко (см. рис. 2) при постоянном Ьвх повышаются примерно пропорционально возрастанию dкр. Например, для Ьвх = 25% при dкр= 16 мм Ко= 0,61, а при dкр = 66 мм Ко существенно увеличивается до 0,75, т.е. с ростом пенообразующих свойств работа на ГЖС улучшается. Из рис. 2 также следует, что зависимости Ко от dкр при данных рвх едины для всех исследованных смесей независимо от их природы («вода - газ», «вода - ПАВ

- газ», «масло - газ» и «нефть - газ») и величины поверхностного натяжения между жидкостью и газом. Значит, степень влияния свободного газа на характеристику насоса на соответственных режимах его работы практически не зависит от поверхностного натяжения между жидкой и газовой фазами ГЖС, а также от их химического состава, и определяется, при прочих равных условиях (Ьвх, Рвх, пж) в основном пенообразующими свойствами жидкости.

Итак, в результате анализа экспериментально полученных характеристик ЭЦН различных типоразмеров на смесях «вода - газ», «вода - ПАВ - газ», «масло

- газ» и «нефть - газ» установлено, что увеличение пенообразующих свойств жидкой фазы ГЖС приводит к существенному снижению вредного влия-

Ку

0.5

5,5

л

ж < \

Ю

Я>

а

40

&3

А 6

* <*ЧУии

Рис. 2. Зависимости Ко от dкр при Рвх = 2,1 МПа и рвх , равном 25 (1), 30 (2) и 36,6% (3) для смесей «вода-газ» (а), «вода - ПАВ - газ» (б), «масло - газ» (в) и «нефть - газ» (г).

ния свободного газа на характеристику центробежного насоса. Причина весьма значительного влияния пенообразующих свойств жидкости на рабочую характеристику насоса, откачивающего ГЖС, состоит в том, что при их возрастании повышается агрегативная устойчивость смеси и затрудняется слияние пузырьков газа в крупные каверны в межлопастных каналах рабочих колес насоса. Благодаря этому эмульсионный бескавитационный режим течения ГЖС в ступенях ЭЦН сохраняется до более высоких значений Ьвх. При работе насоса в кавитационном режиме, когда в каналах ступеней образуются каверны, их размеры при более высоких пенообразующих свойствах оказываются меньшими, чем в случае работы на низкопенистой смеси при прочих равных условиях. Снижение размеров

«Урало-Сибирская промышленная корпорация»

г

Изготовление насосов типа ЦНС180-240-1050-2100

1Г

Гг

Муфты

ии

www.uralspc.ru

> '(*

*1’'", к Поставна запчастей .

и комплектующие ^

_________________________ м

450006. Россия Рссп у блика Баш корте стан, г! Уфа. ул. Папхоменнод 156/Э. ошис 1000 тел./факс: (3472) 92-64-21.70-92-63, е-таИ: ц.5ЯС@піаіІ.гиг АІШиіасот.ш

на правах рекламы

Л

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ насосы \\ 107

каверн, стеснявших проходное сечение межлопастных каналов, приводит к возрастанию пропускной способности ступеней и улучшению параметров их работы. При увеличении dкn также снижается число ступеней со стороны входа в насос, имеющих развитые газовые каверны и не создающих положительного напора. Все это приводит к уменьшению вредного влияния газа на характеристику насоса.

Следовательно, пенистость является важным параметром ГЖС, определяющим ее физико-механические свойства и агрегативную устойчивость. Этот параметр необходимо учитывать при расчете

характеристик центробежных насосов на ГЖС и разработке средств, снижающих вредное влияние газа - газосепара-торов, диспергаторов, определении рациональной области их применения, а также при постановке соответствующих экспериментов в части выбора модельных смесей и интерпретации результатов опытов. Очевидно, что сказанное относится и к расчету характеристик другого технологического оборудования, в частности, к определению параметров движения ГЖС в стволе скважины, в колонне насосно-компрессорных труб и в промысловых трубопроводах системы нефтегазосбора.

Вместе с тем необходимо отметить, что многие вопросы, связанные с определением пенистости нефтей и управлением пенообразующими свойствами, до настоящего времени не решены и требуют проведения соответствующих научноисследовательских работ. Так, методика [5] не обеспечивает высокой точности полученных значений пенистости, к тому же замеры делаются на дегазированной нефти в воздушной среде при комнатной температуре. В связи с этим крайне необходима разработка новой методики и лабораторной установки, позволяющей замерять пенистость нефтей и эмульсий с попутным газом при различных давлениях и температурах.

Весьма перспективным направлением является повышение пенистости откачиваемой скважинной продукции для устранения вредного влияния свободного газа. Для этого необходимо разработать (синтезировать или получить из нефти путём какого-либо воздействия) эффективные пенообразующие ПАВ, которые можно будет впоследствии дозировать на приём УЭЦН. Такой подход позволит во многих случаях отказаться от применения технических средств борьбы с газом (газосепараторов и др.), снижающих надёжность УЭЦН при наличии механических примесей в откачиваемой продукции.

Одним из возможных методов повышения пенистости нефтей, как показали первые исследования, выполненные в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, является озонирование. На рис. 3 представлены данные по кинетике разрушения столба пены, полученной из самот-лорской нефти до и после озонирования при температурах 25 и 500 С. Для исследования высоты столба пены брали мерный цилиндр объёмом 25 мл, в который наливали 20 мл нефти. Пену создавали встряхиванием образца вручную в мерном цилиндре с притёртой крышкой. После образования пены замеряли кинетику изменения столба пены во времени. Результаты экспериментов показывают, что время существования пены из озонированной нефти больше, т.е. она более стабильна. Следовательно, озонирование способствует образова-

Рис. 3. Кинетика разрушения пены, полученной из самотлорской нефти, исходной и после озонирования, при различных температурах.

нию в нефти пенообразующих ПАВ. Это позволяет рассчитывать на то, что уже в ближайшее время могут быть разработаны пенообразователи нефтей и технические решения по их эффективному применению для снижения вредного влияния газа на работу центробежных насосов.

Литература

1. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. - Дис. ... докт. техн. наук. - М., 1998. - 423 с.

2. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. - М.: Недра, 1972 - 208 с.

3. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1981. - 261с.

4. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. - М.: Химия, 1975. - 264 с.

5. Метод определения склонности неф-

тей (нефтепродуктов) к пенообразова-нию / Позднышев Г.Н., Емков А.А., Новикова К.Г. и др. - Нефтяное хозяйство, 1977, №11, с.39 - 40.

6. Ланда Е.М., Калинина З.П. Пенообразующие свойства нефти Дагестана. -Нефтепромысловое дело, 1978, №12, с.36-37.

7. Митрофанов А.З. Пенообразующие свойства нефти Нижнего Поволжья. -Нефтепромысловое дело, 1979, №8, с.35 - 36.

8. Определение пенообразующей способности белорусской нефти и оценка эффективности действия антипенных присадок /Позднышев Г.Н., Емков А.А., Новикова К.Г. и др. - Нефтепромысловое дело, 1976, №7, с.39 - 41.

9. Пелевин Л.А., Позднышев Г.Н., Новикова К.Г. Определение пенообразующей способности (склонности к пеноо-бразованию) нефтей различных месторождений. - Техническая записка. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1977. - 32 с.

10. Позднышев Г.Н., Новикова К.Г., Емков А.А. Пеногасящие свойства деэ-

мульгаторов. - Нефтепромысловое дело, 1977, №2, с.37 - 38.

11. ГОСТ 6134-71. Насосы динамические. Методы испытаний: Взамен ГОСТ 6134-58. - Введ. 01.07.73. - Переизд. Ноябрь 1978 с изм. №1. - 56 с. УДК 621.65.001.4: 006.354 Группа Г89 СССР.

12. Минигазимов М.Г., Шарипов А.Г. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН5-80-800. - Нефтепромысловое дело, 1968, №7, с.34 - 38.

13. Минигазимов М.Г., Шарипов А.Г., Минхайров Ф.Л. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100. - Тр. / ТатНИИ, 1971, вып.15, с.157 - 164.

14. Шарипов А.Г., Минигазимов М.Г. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного электронасоса ЭЦН5-130-600. - Нефтяное хозяйство, 1969, №11, с.48 - 51.