СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Ключевые слова: Установка электроцентробежного насоса, температурный режим центробежного насоса. Прогнозирование и исключение солеотложении. Роботизация эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом.

В последние годы техника добычи нефти электроцентробежными насосами шагнула далеко вперед: создание установок электроцентробежных насосов меньшим габаритом, насосов с рабочими аппаратами из пластмасс, применение вентильных приводов, создание и испытание насосов в диапазоне частоты вращения вала до 10000 оборотов в минуту, применение частотных преобразователей, применение сепараторов и диспергаторов разной модификации, применение ингибиторов солеотложений, использование датчиков давления и температуры в области насосного агрегата и т.д.и т.п.

Однако научно обоснованная технология эксплуатации в своем развитии отстала, особенно при эксплуатации установок электроцентробежных насосов производительностью ниже 50 кубических метров в сутки. Если принять во внимание, что эти установки составляют более половины эксплуатационного фонда каждого нефтегазодобывающего предприятия, причем и в основном, эти установки применяются после освоения новых скважин, капитального ремонта, дают более 60% нефти, то отставание технологии эксплуатации сегодня является тормозом дальнейшего увеличения экономической эффективности добычи нефти центробежными установками низкой производительности.

Классическая «технология добычи нефти», по которой готовят инженеров в области эксплуатации центробежных насосов, основывается на эмпирических законах, установленных для узкого диапазона изменения параметров эксплуатации центробежного насоса, реологических параметров пластовой нефти и необоснованно «расширенных» для повсеместного применения. Естественно, произвольное расширение области действия эмпирических законов приводит к ошибкам или даже к противоречивым результатам (коэффициент сепарации, скорость движения пузыря, области изменения значении давления на приеме насоса и т.д.).

Только применение фундаментальных законов физики может вывести теорию технологии эксплуатации электроцентробежного насоса на новые рубежи, позволяя еще больше увеличивать экономическую эффективность применения низкопроизводительных УЭЦН в эксплуатации нефтяных месторождении с трудноизвлекаемыми запасами.

Поэтому, постановка математической задачи термодинамического состояния установки электроцентробежного насоса единственный верный путь решения проблем эксплуатации. 

Постановка и решение задачи термодинамического состояния центробежного насоса выполнены в работе [1].

На рисунке 1 приведена схема электроцентробежного насоса в скважинных условиях.

Зависимость температуры на поверхности насоса приведена в (1):

1.Оптимальное давление на приеме центробежного насоса.

 Подробное исследование значении давления на приеме центробежного насоса приведено в работе [2] (оптимального, допустимого и предельных значении).

Исследование уравнения (2) показывает, что:

Формула (3) является условием эксплуатации электроцентробежного насоса с оптимальным давлением на приеме в скважинных условиях (с минимальной диссипацией энергии на тепловую в аппаратах установки). Откуда оптимальное давление на приеме центробежного насоса (без сепаратора) выглядит следующим образом:

Оптимальное давление на приеме электроцентробежного насоса равно давлению насыщения. Если коэффициент сепарации сепаратора равно , тогда значение оптимального давления на приеме насоса равняется:

Формулы (3, 6) позволяют «жестко» контролировать коэффициент сепарации сепараторов разных производств в промысловых условиях.

2. Условие «теплового удара»

 Нередко, при запусках центробежного насоса с целью вывода на режим эксплуатации (постоянной или периодической) наблюдается отказ по причине снижения электрического сопротивления системы «кабель – двигатель».      При этом, отказ по системе сопровождается начальным отложением солей. Исследование данного явления опубликовано в [2, 3, 4].

Для теоретического исследования данного явления рассмотрим уравнение теплового состояния электроцентробежного насоса с учетом зависимости давления насыщения от температуры нефти.

Давление насыщения в зависимости от температуры Pн.t  при постоянном количестве растворенного в нефти газ можно рассчитать по формуле М.Д. Штофа, Ю.Н. Белова и В.П. Прончука, если известно долевое содержание в растворенном газе метана и азота:

Для одной и той же удельной мощности q0 энергии на разогрев насоса параметр C2 зависит от R2 центробежной установки: очевидно, чем меньше радиус насоса, тем больше удельная мощность и тем меньше «порог» наступления явления «теплового удара». Поэтому вопросы явления «теплового удара» требует дополнительных исследовании, особенно при автоматизации управления электроцентробежным насосом.

2. Режим «авторелаксационных колебании» давления на приеме центробежного насоса (рисунок 2). Данное явление наблюдается при эксплуатации электроцентробежного насоса, снабженного датчиком давления на приеме, для добычи нефти в скважинах с обводненностью продукции более 50 – 75 % и газовым фактором не более 60 м3/м3 и исследование явления опубликовано в [4].

В силу сложившихся обстоятельств, в скважине установился «периодический» режим эксплуатации установки без вмешательства технологического персонала.

Явление проанализировано в работе [7] и позволяет понять более глубже термодинамику насоса совместно с работой продуктивного пласта.

2. Солеотложение в электроцентробежном насосе.

Классически (в общепринятом смысле) солеотложение в центробежном насосе объясняется наступлением «перенасыщенности» добываемой попутной воды и по этому поводу существуют более 10 методик по определению «индекса насыщенности» попутной воды. Однако, экспериментально, по индексу насыщенности невозможно прогнозировать наступление момента солеотложении. С другой стороны, установку электроцентробежного насоса, извлеченную из-за отложения солей можно заменить на другой насос, но штанговый. Казалось индекс насыщенности должен привести к отказу штангового насоса из-за солеотложении. Однако практика эксплуатации штанговых насосов показывает, что в них солеотложении не происходит. Таким образом, как подчеркивают авторы в [8], солеотложение процесс сложный, зависящий не только от наличия и насыщенности растворенных в попутной воде солей, но некоторых термобарических условии.

4.1    О механизме отложения солей

Прогнозирование отложения солей в зависимости от параметров эксплуатации центробежного насоса и его термобарического состояния в настоящее время является не решенным так как до настоящего времени не изучен механизм отложения соей в аппаратах центробежного насоса.

Поэтому целью настоящей работы является изучение процесса отложения солей при нагреве газожидкостной смеси в аппаратах УЭЦН.

Процесс бесконтрольного нагрева попутной воды в аппаратах центробежного насоса неизбежно приводит к ее закипанию. Кипение попутной воды является одним из основных причин отложения солей в аппаратах центробежного насоса. Попутная вода с растворенными в ней химическими соединениями, под определенным давлением внутри насоса закипает при вполне определенной температуре – отложение солей возможно только в процессе кипения. Ниже покажем, что только при кипении воды происходит образование твердого налета на теплопередающей поверхности. Наличие нефтяной фазы, сложное свойства нефти при нагревании, наличие механических примесей в составе воды (из обломков горной породы) усложняет процесс кипения, несомненно, снижает и температуру кипения попутной воды.

И отложение солей из рассола связано с процессом кипения [1, 10 - 12]; температура кипения зависит от давления, под которым находится жидкость, коэффициента поверхностного натяжения на границе «жидкость – нагревающаяся поверхность», наличия в жидкости растворенных солей, механических примесей, нефтяной фазы.

На практике – кипение жидкости и образование твердой накипи, например, на внутренней стенке котла, жаровой трубы – процессы неразрывные.

Кипением называется процесс парообразования внутри жидкости, когда жидкость нагрета выше температуры насыщения и возникновение границы раздела между паром и жидкостью является отличительной чертой данного процесса. Для парообразования внутри жидкости должны быть центры парообразования – на поверхности нагретого вещества таковыми являются микроскопические [1, 10] углубления. Парообразование облегченное, если поверхность не смачивается водой – то есть зависит от коэффициента натяжения на границе вода – поверхность теплоотдачи.

Процесс кипения зависит от теплового потока [11, 12] на границе «жидкость – вода»:

где t - температура на поверхности теплопередающей,0С tS - температура насыщения,0С.

наблюдается два режима кипения: пузырьковое и пленочное. Вид зависимости режимов кипения от плотности теплового потока q приведен на рисунке 3, первая область при незначительном тепловом напоре представляет конвективный теплообмен, вторая область характеризует «область пузырькового кипения» (кипение на поверхности теплопередачи) и третья – «область пленочного кипения» (кипение в объеме жидкости). При снижении теплового потока возможен «рывком» переход от пленочного режима в пузырьковый. В зависимости от Dt наблюдается два режима кипения: пузырьковое и пленочное. Вид зависимости режимов кипения от плотности теплового потока q приведен на рисунке 3, первая область при незначительном тепловом напоре представляет конвективный теплообмен, вторая область характеризует «область пузырькового кипения» (кипение на поверхности теплопередачи) и третья – «область пленочного кипения» (кипение в объеме жидкости). При снижении теплового потока возможен «рывком» переход от пленочного  режима в пузырьковый.

Плотность теплового потока q измеряется в вт/м2 .

Благодаря силам   поверхностного отталкивания на таких углублениях создаются области пониженного давления, величина которого определяется формулой Лапласа:

где σ коэффициент поверхностного натяжения на границе металл – жидкость, н/м; R – радиус углубления на поверхности металла (при нагревании воды в идеально гладкой посуде жидкость можно значительно перегреть относительно температуры насыщения) и его значение зависит от рода жидкости и давления, м.

Минимальный (критический) размер пузыря определяется выражением:

Как предполагают многие авторы, рост пузыря происходит из-за поступления водяных паров в пузырек из перегретого  слоя жидкости на теплопередающей поверхности и образование на теплопередающей поверхности слоя с высокой концентрацией солей, откуда происходит отложение солей. Так как на теплопередающей поверхности происходит конвективное движение жидкости, температура насыщенного солями слоя существовать не может – концентрация солей по всему объему жидкости равномерная.

Поступление молекул воды с более высокой кинетической энергией в пузырек возможно только на границе пузыря и теплопередающей поверхности.

Поэтому, как показано на рисунке 4, рост пузырька происходит за счет «выпаривания» тонкой пленки воды на границе с теплопередающей поверхностью [6]. Так как молекулы растворенных солей в жидкости «более массивные» чем молекулы воды, происходит закрепление молекул солей на

На рисунке 4 приведена схема проникновения более «энергичных» молекул воды из границы «водяная пленка – теплопередающая поверхность», в результате чего происходит образование отложения солей в форме кольца. Далее, кольцо солей расширяется до отрыва пузырька пара. Тут же на его месте образуется следующий пузырек и рост кольца накипи продолжается.

Начало образования паровых пузырей приходится на микроскопические углубления металлической поверхности рабочих органов УЭЦН – направляющего аппарата и рабочего колеса. Рост микроскопического пузырька продолжается до размеров, увлекаемых потоком газожидкостной смеси. На его месте тут же возникает второй пузырек, развивается, способствуя дальнейшему увеличению «кольцевого следа» из солей, отрывается потоком газожидкостной смеси и т.д. Температура кипения жидкости зависит от давления - при повышении давления температура кипения увеличивается. Давление газожидкостной смеси в центробежном насосе определяет температуру кипения – зависимость температуры кипения в попутной воде отличается от зависимости температуры кипения для химически однородной воды, так происходит влияние на температуру кипения наличие газовой фазы, состав и размеры механических примесей.

Согласно вышеизложенным теоретическим выкладкам механизм солеотложения заключается в следующем: в процессе эксплуатации электроцентробежного насоса (в силу сложившихся обстоятельств – возможно из-за истощения продуктивного пласта, или под влиянием соседних скважин) на приеме установки ЭЦН давление становится меньше давления насыщения нефти газом – установка переходит на откачку газожидкостной смеси. Переход на перекачку газожидкостной смеси снижает КПД центробежного насоса, что и способствует началу роста его температуры от сложившегося равновесного состояния – возникновению «термобарических условий» внутри центробежного насоса. Повышение температуры насоса приводит к созданию условий для кипения водной компоненты в газожидкостной смеси. Если при этом давление и температура попутной воды окажутся на кривой по рисунку 3 правее ее, то внутри насоса наступает режим кипения. В процессе кипения попутной воды на поверхности рабочих органов центробежного насоса начинают откладываться соли. В этом случае кабельный удлинитель должен быть с рабочей температурой выше температуры насоса, в противном случае происходит снижение электрического сопротивления системы «кабельный удлинитель – погружной электродвигатель». границе «жидкость – теплопередающая поверхность», под действием межмолекулярных сил притяжения. Конфигурация этой поверхности представляет форму усеченного шара двумя параллельными плоскостями, первая которой расположена ближе к поверхности шара на месте образования пузыря. Эту картину наблюдал и описал в своих трудах исследователь Отто в 20-е годы прошлого столетия [7], как отлагаются «кольца накипи на теплопередающей поверхности».

Если же температура и давление внутри насоса окажутся в точке левее кривой по рисунку 5, и рабочая температура кабельного удлинителя меньше температуры насоса, тогда установка выходит из строя из-за снижения электрического сопротивления системы «кабель – погружной электродвигатель» - солеотложение не происходит.

На рисунке 6 приведена кривая насыщения воды и точки состояния воды в центробежном насосе (для примера): движение состояния газожидкостной смеси по направлению стрелки означает, при пересечении линии насыщения вправо в жидкости (воде) начинается процесс кипения. Состояние установки (температура воды и давление в насосе) отображается точкой А - это означает, что в насосе вода в состоянии перегрева – кипение не происходит. Если кабельный удлинитель выдерживает такую температуру (например, с рабочей температурой 230 0С), то в насосе отложение солей не происходит. Установка продолжает эксплуатироваться в исправном состоянии. Но при этом тепловой поток, распространяясь вдоль кабельной линии, «поражает место сращивания» с основной кабельной линией – поэтому производители установок ЭЦН предлагают потребителям так называемые «термовставки» - часть кабельной линии с высокой рабочей температурой (кабельная линия, где в качестве брони используется слой из свинца). Термовставка является «буферным участком» между высокотемпературным кабельным удлинителем и основной рабочей линией – «длина термовставки – высокотемпературного участка кабельной линии» пропорционально рабочей температуре высокотемпературного удлинителя.

При переходе состояния газожидкостной смеси в точку В, жидкость в насосе в состоянии кипения, происходит отложение солей. Если при этом (240 0С) не «выдерживает температуру» кабельный удлинитель, то установка выходит из строя. Это явление называется «тепловым ударом» - явление мгновенного выхода УЭЦН из строя. Аналогичное состояние установки ЭЦН и в точке D.

При эксплуатации электроцентробежного насоса в периодическом режиме (АПВ) движение состояния газожидкостной смеси происходит по (АПВ) и «искусство нефтяника» при этом заключается в том, чтоб «не попасть» в правую часть кривой насыщения. В противном случае, в режиме АПВ происходит постепенное образование твердых отложений и заклинивание насоса.

При эксплуатации скважин с содержанием в продукции со значительным содержанием попутной воды или же при добыче нефти с небольшим газовым фактором происходит колебание режима эксплуатации, который носит название «релаксационными автоколебаниями» (на рисунке 5 это кривая Р.А.К).

Наложением точки с координатами (Pн ,Тн ) по каждой установке на графике в рисунке 6 можно прогнозировать состояние насоса и кабельного удлинителя. При низкотемпературном кабельном удлинителе в основном происходит отказ установки ЭЦН из-за снижения электрического сопротивления системы «кабель – двигатель». Если же установка оборудована высокотемпературным кабельным удлинителем, то точки состояния (Pн ,Tн ) на рисунке 5 «ложатся» правее кривой, что означает наступления режима солеотложения. Одновременно, при более высоких температурах насоса снижается и сопротивление высокотемпературного кабельного удлинителя.

При перекачке пластовой воды с растворенными в ней химическими соединениями, наличием в воде взвешенных частиц – обломков горной породы не смачиваемой водой, наличие нефти и свободного газа, температура кипения достигается при значительных низких температурах. Изучая зависимость кипения пластовой воды внутри центробежного насоса можно научиться прогнозировать наступления режима солеотложения. Солеотложение является не только свойством пластовой воды, но прежде зависит от термобарического состояния центробежного насоса.

4.1    Прогнозирование солеотложении

Отложению солей в аппаратах электроцентробежного насоса приводит температура эксплуатации. На рисунке 7 приведены графики изменения дебита жидкости, давления на приеме насоса и температуры электроцентробежного насоса.

На рисунке 8 приведены изменение температуры насоса и температуры кипения попутной воды при движении внутри разогретого насоса. Точка пересечения кривых соответствует критической точке – началу кипения, следовательно началу отложения солей в аппаратах насоса.

Наступление режима кипения пластовой жидкости – воды означает начало отложения солей – наступает «достаточное условие» для отложения солей.

Откуда следует несколько разных явлений, наблюдаемых при эксплуатации установки ЭЦН:

1.     Если в это время через установку движется смесь жидкости с высоким содержанием взвешенных частиц – песка, окалины - кипение начинается на поверхности взвешенных частиц, что приводит к многократному увеличению объема этих частиц.    Это явление известно под названием «засорение насоса» – является следствием некачественно промытых НКТ, накопленных механических примесей на внутренней поверхности эксплуатационной колонны, на забое скважины и т.д.

2.     Если установка ЭЦН выполнена из рабочих органов – рабочих колес и направляющих аппаратов в сочетании из пластмасс с металлическими органами (вал, втулки и пр.) кипение происходит на поверхности металлических органов, «агония» насоса продолжится до выхода из строя установки по причине заклинивания с одновременным выходом термостойкой плоской части из строя по причине снижения электрического сопротивления.

3.     Кипению пластовой воды не «препятствует» открытость рабочих колес, наличие конструкторских приемов на рабочих колесах в виде разных выступов, насечек и т.д. – отложение солей приводит к заклиниванию насоса (возможно с одновременным сломом вала на наиболее загруженном участке).

4.         Эксплуатация электроцентробежного насоса без отложения солей

Эксплуатация установки ЭЦН возможна – для этого необходимо контролировать и «держать» на определенном уровне температуру насоса.

5.     Изменение частоты вращения вала электроцентробежного насоса, эксплуатация УЭЦН можно вести

только с соблюдением температурного режима насоса, исключающий как отложение солей, так и снижения электрического сопротивления изоляции системы «кабель – двигатель».

6. Регулирование температуры насоса является основой роботизации процесса эксплуатации скважины.

Выводы:

1.Применение законов термодинамики является плодотворным подходом к изучению проблем эксплуатации электроцентробежных насосов в добыче нефти.

2.      Открыто и изучено ряд явлении, объяснение которых дано температурным состоянием центробежного насоса.

3. Кипение пластовой воды является главной причиной отложения солей в центробежных насосах.

4. Указан путь эксплуатации центробежного насоса без отложения солей

5.    Единственный способ установления различных режимов эксплуатации электроцентробежного насоса (постоянный, периодический, энергосберегающий, управление частотой вращения вала) – это учет его температурного состояния.

6. Изучение теплового состояния центробежного насоса – единственный путь автоматизации процесса.

Список литературы

1.        Булатов М.А.: Комплексная переработка многокомпонентных жидких систем. Из-во «МИР», 2004.

2.        Гареев А.А.: О значении теплового режима в установках электроцентробежных насосов. –М. Нефтепромысловое дело, Серия «Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса», 2009, №1, стр. 23 – 29.

3.        Гареев А.А.: О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса. –М. Нефтепромысловое дело, Серия «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса», 2009,№2, стр. 21 – 25.

4.        Гареев А.А.: О температурном режиме электропогружного насоса. –М.: Нефтепромысловое дело, Серия «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса», 2010, №6, стр. 35 – 41.

5.        Гареев    А.А.,     Шарафутдинов    Р.Ф.,     Валиуллин    Р.А.     О     значении    давлении    на    приеме электроцентробежного насоса. Нефтяное хозяйство. 2012. №10. стр. 128 –

6.        Гареев А.А. О механизме солеотложения. Нефтепромысловое дело. 2017, №4, стр. 35-45

7.        Гареев А.А. О «релаксационных автоколебаниях» режимов эксплуатации электроцентробежного насоса. Нефтяное хозяйство. 2012. №12.

8.        Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т.: Солеобразование при добыче нефти. М. «ОРБИТА-М». 2004.

9.        Лабунцов Д.А. Физические основы энергетики. Избранные труды по теплообмену, гидродинамике, термодинамике. –М. Издательство МЭИ, 2000.

10.     Otte W., Mitt D. Verein der Gross Kesselpesitzer. 17. 1929.

11.     Теория тепломассообмена. Учебник для ВУЗов. Под редакцией А.И.Леонтьева. Из-во МГТУ им.Н.Э.Баумана. 1997.

12.     Цветков Ф.Ф., Григорьев Б.А.: Тепломассообмен. Учебное издание. Изд-ий дом МЭИ. 2006.