Широкое распространение струйных аппаратов (эжекторов) в различных отраслях промышленности (в том числе в горном и нефтегазовом деле) обусловлено высокой самовсасывающей способностью и возможностью перекачки жидкостей, газов, газожидкостных смесей, суспензий, содержащих твёрдые частицы, а также агрессивных сред [1].
В струйных аппаратах нет движущихся деталей, они просты по устройству, имеют малые габаритные размеры и массу, что позволяет размещать их в труднодоступных местах. Не последнюю роль играет также простота регулирования напора и подачи эжекторов. В подавляющем большинстве условий эксплуатации, встречающихся на практике, в том числе и в нефтепромысловом деле при реализации водогазового воздействия (ВГВ) на пласт с целью повышения нефтеотдачи, для работы струйного аппарата необходим насос, нагнетающий жидкость под давлением в сопло эжектора [2].
При этом насос и струйный аппарат образуют насосно-эжекторную систему.
Ряд особенностей рабочего процесса струйных аппаратов, несмотря на простоту их конструкции, остаются к настоящему времени недостаточно исследованными. Для изучения некоторых из этих явлений были проведены специальные стендовые эксперименты, результаты которых представлены в статье.
Актуальность водогазового воздействия для нефтяной промышленности Республики Казахстан
На сегодняшнее время большая часть добычи казахстанской нефти осуществляется на уже разрабатываемых зрелых месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки. Наиболее полное извлечение оставшейся нефти можно реализовать путем внедрения инновационных геолого-технических мероприятий и методов увеличения нефтеотдачи. В последние годы в мировой практике для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти всё большее применение находит водогазовое воздействие [2].
Технология ВГВ для повышения нефтеотдачи может быть реализована путем последовательной, попеременной и совместной закачки воды и газа. В качестве газового агента может использоваться попутный нефтяной газ (ПНГ), что позволит решить проблемы утилизации данного газа, как в экологическом, так и в финансовом плане, по причине повышенных штрафов за сжигание.
В статье [3] рассматриваются результаты экспериментальных исследований по оценке эффективности методов ВГВ применительно к нефти горизонта Ю-1С месторождения Каламкас Республики Казахстан. Результаты исследований показали эффективность вытеснения остаточной после заводнения нефти методом ВГВ, в том числе с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ).
В работе [4] проводится экономическая оценка внедрения ВГВ на опытном участке месторождения Каламкас. Результаты проведенного анализа показали, что применение технологии ВГВ позволит увеличить нефтеотдачу и улучшить показатели экономической эффективности. В связи с этим большую практическую значимость приобретает полномасштабное внедрение ВГВ на нефтегазовых месторождениях Республики Казахстан [4].
Следует отметить, что ещё в Советском Союзе в Казахском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности были разработаны технические решения по закачке водогазовых смесей в пласт с использованием насосов и эжекторов [5, 6], которые, к сожалению, не были в своё время востребованы. В настоящее время в Казахстане запатентованы решения [7, 8], где предложено закачивать в пласт рабочий агент (вода + газ), которому, наряду с плотностью, равной плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях с возможностью добавления пенообразующего ПАВ, придают оптимальную вязкость, величина которой в пластовых условиях обеспечивает максимальный объем нефти, извлекаемой из продуктивного пласта нефтегазового месторождения за весь срок его разработки.
В работе [9] приведены данные по внедрению ВГВ на Каламкасе, которое проводилось с применением насосно-бустерной системы. Первые полученные данные по 4 нагнетательным и 24–м добывающим скважинам выявили, что со снижением среднего дебита скважин по жидкости на 2 т/сут, получено увеличение среднего дебита по нефти на 0,6 т/сут. Анализ первых результатов внедрения ВГВ на месторождении Каламкас позволил авторам работы [9] сделать выводы, что технология ВГВ характеризуется невысокими капитальными вложениями и малым сроком окупаемости, а использование насосно-эжекторных систем является более перспективной технологией реализации ВГВ по сравнению с компрессорными станциями и бустерными насосами. Перспективность применения насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия по данным промыслового внедрения подтверждается и в работе [2].
Влияние изменяющегося расхода откачиваемого газа, минерализации жидкости и режимных параметров на характеристики эжекторов
В работе [9] отмечено, что при реализации ВГВ на опытном участке месторождения Каламкас в нагнетательных скважинах максимальные отклонения закачиваемого объёма газа доходили до 34,5 % от проектных значений. В статье [10], посвященной совершенствованию эксплуатации насосно-эжекторных систем при изменяющихся расходах попутного нефтяного газа, отмечается, что данные разбросы могут быть значительными. Так, на Самодуровском месторождении расходы низконапорного попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации, сжигаемого на факеле низкого давления установки предварительного сброса воды, в течение двух недель претерпевают существенные изменения, причем минимальный (650 м3/сут) и максимальный (8880 м3/сут) расходы отличаются друг от друга в 13,7 раз. При небольших разбросах инжектируемого газа (до 5 раз) авторы [10] показали, что путем изменения рабочего давления перед соплом эжектора либо изменением расхода рабочей жидкости можно компенсировать колебания расхода поступающего газа. Для регулирования давления может применяться частотный преобразователь для привода насоса.
Однако при больших отклонениях (в 13,7 раз на Самодуровском месторождении), как показано в [10], следует дополнить вышеупомянутый метод периодическими отключениями и включениями рабочего насоса, приводящего в действие эжектор. Выключение насоса, с прекращением эжектирования низконапорного газа, ведет к увеличению на линии подвода газа давления. При достижении давления газа определенного оптимального значения, насос, питающий эжектор, снова включается. Таким образом, система может обеспечить откачку газа во всем необходимом диапазоне от минимального до максимального значения расхода, даже если они отличаются друг от друга в десятки раз.
Минерализация рабочей жидкости также является параметром, от которого зависят характеристики эжекторов. Так, вода, использованная для ВГВ на месторождении Каламкас, отличается высокой минерализацией, которая составляет 128,5 г/л.
В работах [11 – 13] было экспериментально установлено, что существуют области рациональных концентраций и состава солей, в которых обеспечивается подавление коалесценции газовых пузырьков в жидкости за счет проявления отталкивающих сил между пузырьками, заряжающимися отрицательно в водных растворах электролитов. При работе электроцентробежного насоса в области рациональных концентраций солей существенно снижается влияние газа на характеристики его работы [11]. Также было определено, что увеличение минерализации рабочей жидкости повышает КПД эжектора в 1,12-1,18 раз, причиной чему стало подавление коалесценции газовых пузырьков, которое способствует улучшению энергообмена между потоками жидкости и инжектируемого газа в проточной части струйного аппарата [13].
При этом стоит отметить, что давление на линии, откуда поступает газ с сепаратора 1-ой ступени установки подготовки газа месторождения Каламкас, составляет порядка 1,0-1,5 МПа [9]. На большинстве месторождений газ 2-ой и последующих ступеней является низконапорным, но при этом обладающим избыточным давлением, не превышающим 0,4–0,5 МПа. В настоящее время не существует систематических исследований по влиянию повышенных давлений эжектируемых газов в приемной камере на работу струйного аппарата. Таким образом, для повышения эффективности утилизации ПНГ с избыточным давлением необходимо провести исследования в этой области.
Следующий раздел посвящен данному вопросу.
Исследование влияния величины избыточного давления в приемной камере на характеристики жидкостно-газовых эжекторов
Целью лабораторных исследований является оценка влияния избыточного давления газа в приемной камере жидкостно-газового эжектора (ЖГЭ) на характеристики его работы.
Основными задачами являются:
изучение характеристик работы ЖГЭ при избыточном давлении газа в приемной камере 0–0,6 МПа;
исследование влияния отношения диаметра камеры смешения к диаметру сопла dкс/dс на характеристики работы ЖГЭ при избыточном давлении газа в приемной камере.
Объектом исследования был выбран ЖГЭ со следующими параметрами: длины камеры смешения Lк.с= 160; 184 мм, диаметры камеры смешения dк.с= 5,4; 6,4 мм, диафрагменные сопла диаметрами dc = 3,9; 3,3 мм.
Схема стенда и методика проведения экспериментов
Для исследования характеристик ЖГЭ был использован стенд насосно-эжекторной системы, схема которого представлена на рис. 1.
В качестве силового насоса использовался многоступенчатый электроцентробежный насос (ЭЦН) CR1-25 производства «Грундфос» с однофазным двигателем (номинальная подача Qном = 1 м3/ч; 25 ступеней, мощность 1,5 кВт). В качестве рабочей жидкости применялась техническая вода, газа – атмосферный воздух. Исследования проводили при различных давлениях в приемной камере (0–0,6 МПа) с изменением конструкции проточной части ЖГЭ (dк.с/dc = 1,38; 1,64; 1,94).
Методика проведения экспериментов была следующей.
Рис. 1. Схема экспериментального стенда: 1 – бак для жидкости с газом; 2 – силовой насос; 3 – исследуемый струйный аппарат; 4 – расходомер газа; 5 – расходомер жидкости; 6 – реометрический стенд; 7, 8, 9, 10, 12 – манометры; 11 – мановакууметр; 13, 14, 15 – термометры; 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23 – регулировочные вентили и задвижки; 24 – компрессор.
Вначале собирается эжектор 3 с определенной конфигурацией проточной части. Затем для снятия характеристик при атмосферном давлении в приемной камере ЖГЭ открываются задвижки 16, 17 и 19, а закрываются 18, 20, 21, 22, 23. Проведение опытов при атмосферном давлении в приемной камере с открытой задвижкой 16 производится во избежание роста давления в системе эжектируемым воздухом из атмосферы. Далее включается силовой насос 2, нагнетающий жидкость в сопло эжектора 3. Открываются задвижки 18 и 20, при этом эжектор 3 начинает откачивать газ (атмосферный воздух). При этом замеряются расход жидкости по расходомеру 6 и расход газа по газовому счетчику 4, а также фиксируются температуры рабочей жидкости, входящего газа и газожидкостной смеси (ГЖС) на выходе из эжектора термометрами 13, 14 и 15 соответственно. Регистрируются установившиеся рабочее давление Pр манометром 10, давление в приемной камере ЖГЭ Pпр мановакууметром 11 и давление на выходе из эжектора Рс манометром 12. Далее прикрывается задвижка 19 которое ведет к некоторому увеличению Pc. Измерения проводятся при различных степенях закрытия задвижки 19, практически до полного прекращения откачивания газа из атмосферы.
Для снятия характеристик при избыточных давлениях в приемной камере ЖГЭ закрываются задвижки 16 и 20, а открываются 21, 22 и 23. Далее бак заполнялся газом используя компрессор 24 до требуемых избыточных значений Pпр(0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6 МПа). Процедура измерений проводилась аналогично исследованиям при атмосферном давлении в приемной камере, но с отличием определения расходов газа – при данных условиях измерение осуществлялось по тарировочным зависимостям для реометрического стенда.
По результатам измерений строились напорно-энергетические характеристики эжектора (зависимости коэффициента полезного действия (КПД) и относительного безразмерного перепада давлений от коэффициента инжекции).
КПД эжектора при откачке газа ηг определяли по формуле [14]:
(1)
где
=
– коэффициент инжекции эжектора в условиях приемной камеры при откачке газа; 
– объемный расход откачиваемого газа на приеме эжектора.
Относительный безразмерный перепад давлений рассчитывался по формуле:
где 
– перепад давления, создаваемый струйным аппаратом,
– перепад давления в рабочем сопле эжектора.
Для проведения экспериментов из имеющихся элементов были собраны три варианта конструкции проточной части ЖГЭ, которые представлены в табл. 1. Во всех случаях перепад давления принимался постоянным и составлял
Таблица 1. Варианты проточной части исследуемого струйного аппарата
Результаты исследований и обсуждение
По результатам опытных данных были построены напорные и энергетические характеристики работы ЖГЭ. На рис. 2 и 3 представлены напорные и энергетические характеристики при различных Pпр для варианта № 3.
Рис. 2. Напорные характеристики ЖГЭ при различных значениях Pпр в координатах ΔРс/ΔРр = f (Uuг; Pпр) для варианта № 3
Аналогичные зависимости были построены и для оставшихся вариантов. Далее было проведено сравнение характеристик работы ЖГЭ при различных проточных частях струйного аппарата. Для удобства сопоставления были построены результирующие характеристики работы ЖГЭ, которые соответствуют максимальным значениям КПД η в координатах η = f (Pпр; dк.с/dc) (рис. 4). Из него видно, что с увеличением dк.с/dc кривая зависимости η от Pпр приобретает более пологий вид.
Рис. 3. Энергетические характеристики ЖГЭ при различных значениях Pпр в координатах η = f (Uuг; Pпр) для варианта № 3
Так, для dк.с/dc=1,38 при атмосферном давлении в приемной камере η составляет 23 %. С увеличением Pпр до 0,1 МПа η возрастает до 24,6 % и далее до Pпр=0,6 МПа практически не изменяется. Для dк.с/dc=1,64 основное увеличение η происходит при давлениях в приемной камере от атмосферного давления до Pпр=0,2 МПа от 22 % до 33,8 %. Далее происходит выполаживание зависимости и в диапазоне Pпр=0,2–0,6 МПа η варьируется в пределах 33,8 – 34 %. При dк.с/dc=1,94 с изменением давления в приемной камере от атмосферного до Pпр=0,6 МПа наблюдается постепенное увеличение η без резких перепадов от 19 до 30,4 %.
Далее по данным рис. 4 была построена зависимость η = f( dк.с/dc; Pпр ), где наблюдается, что наиболее высокие показатели η для Pпр=0,1–0,6 МПа соответствуют значениям dк.с/dc = 1,64–1,7 (рис. 5). При атмосферных давлениях в приемной камере с увеличением dк.с/dc от 1,38 до 1,94 происходит снижение η с 23 до 19 %. Также видно, что чем выше значения Pпр, тем они менее подвержены снижению η c увеличением dк.с/dc. Так, например значение η (Pпр=0,6 МПа) при увеличении dк.с/dc с 1,64 до 1,94 снижается от 34 до 30,4 %, тогда как значение η (Pпр=0,2 МПа) изменяется от 34 до 25,2 %.
Рис. 4. Зависимость η от изменения давления в приемной камере ЖГЭ Pпр при различных значениях dк.с/dc в координатах η = f (Pпр; dк.с/dc)
Рис. 5. Зависимость η от изменения dк.с/dc при различных давлениях в приемной камере ЖГЭ Pпр в координатах η = f( dк.с/dc; Pпр )
При анализе коэффициентов инжекций газа можно отметить, что при атмосферных давлениях в приемной камере ЖГЭ с увеличением dк.с/dc от 1,38 до 1,94 значения Uuг повышаются с 1,3 до 1,8. Для избыточных давлений Pпр=0,1–0,6 МПа увеличение Uuг (от 0,9 до 1,5) наблюдается при изменении dк.с/dc от 1,38 до 1,64 и дальнейшее повышение dк.с/dc до 1,94 не дает роста Uuг.
Результаты проведенных исследований струйных аппаратов применимы, помимо водогазового воздействия и других технологий нефтегазовой промышленности, для решения различных задач горного дела. Так, при добыче урана методом скважинного подземного выщелачивания в работе [15] казахстанскими учеными рассматривается возможность использования струйного насоса в составе тандемной установки, а на Гагарском месторождении в Свердловской области ведется добыча золота способом подземного выщелачивания [16], при котором смешивание оборотных растворов воды и газообразного хлора при нагнетании в закачные скважины осуществляется с помощью эжекторов.
Выводы
- Применене насосно-эжекторных систем является перспективной технологией для реализации водогазового воздействия на нефтяных месторождениях.
- Стенд-макет насосно-эжекторной системы с замкнутой системой работы позволяет без использования компрессора высокого давления и баллонов со сжатым газом эффективно проводить исследования работы ЖГЭ при избыточных давлениях в приемной камере.
- Существует оптимальные соотношения dк.с/dc = 1,64-1,7 при которых достигаются наиболее высокие показатели работы ЖГЭ при избыточных давлениях в приемной камере. При этом достигается увеличение КПД на 55 % от атмосферных условий (от 22 до 34%). При данных условиях основное увеличение КПД происходит до Pпр=0,2 МПа, где далее с его повышением не наблюдается роста КПД.
- Коэффициент инжекции Uuг при откачке газа из атмосферы при изменении dк.с/dc от 1,38 до 1,94 увеличивается от 1,3 до 1,8. При избыточном давлении газа Pпр=0,1–0,6 МПа максимальные значения Uuг = 1,505–1,6 достигаются при оптимальных dк.с/dc = 1,64-1,7.
Литература
1. Дроздов А. Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.
2. Дроздов А. Н., Дроздов Н. А. Технология водогазового воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи: учебное пособие. – М.: РУДН, 2019. – 160 с.
3. Курбанбаев М.И., Абитова А.Ж. Оценка эффективности водогазового воздействия на опытном участке горизонта Ю-1С месторождения «Каламкас» по результатам фильтрационных исследований на керне // SOCAR Proceedings. – 2014. – № 2. – С. 46-50.
4. Мырзагалина А.М. Экономическая эффективность увеличения нефтеотдачи путем внедрения водогазового воздействия // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2015. – № 1. – С. 43-46.
5. Патент СССР № 1538586. Способ закачки газа в пласт / Муллаев Б.Т. – МПК E 21 B 43/00, заявл. 01.12.1986, опубл. 15.11.1994, Б. И. № 21.
6. Патент СССР № 1736226. Способ закачки в пласт газированной жидкости / Б.Т. Муллаев, М.Г. Саламатов, К.Ж. Сисенбаев и др. – МПК E 21 B 43/00, заявл. 05.12.1989, опубл. 20.06.1996, Б. И. № 17.
7. Патент Республики Казахстан № 24113. Способ разработки нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействия / Б.Т.
Муллаев, О.С. Герштанский, Ю.В. Мышакина, М.И. Курбанбаев. – МПК E 21 B 43/00, заявл. 13.08.2009, опубл. 15.06.2011, Б. И. № 6.
8. Патент Республики Казахстан № 27065. Способ разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействия / Б.Т. Муллаев, М.И. Курбанбаев, А.Ж. Абитова и др. – МПК E 21 B 43/00, заявл. 02.05.2012, опубл. 14.06.2013, Б. И. № 6.
9. Муллаев Б.Т., Абитова А.Ж., Саенко О.Б., Туркпенбаева Б.Ж. Месторождение Узень. Проблемы и решения. В 2-х томах. Том 2.– Алматы: Нур-Принт, 2016. – 516 с.
10. Дроздов А.Н., Горбылева Я.А. Совершенствование эксплуатации насосно-эжекторных систем при изменяющихся расходах попутного нефтяного газа // Записки Горного института. – 2019. – Т. 238. – С. 415-422.
11. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A. N. Drozdov, N. A. Drozdov, N. F. Bunkin, V. A. Kozlov // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16 – 18 October, Moscow, Russia, SPE 187741. – 2017.
12. Suppression of the Coalescence of Gas Bubbles in Aqueous Electrolyte Solutions: Dependence on the External Pressure and Velocity of Gas Flow through a Column with Liquid / N. F. Bunkin, A. N. Drozdov, N. A. Drozdov, V. A. Kozlov, V. M. Tuan, V. L. Fouilhe // PHYSICS OF WAVE PHENOMENA. – 2017. – V. 25. – N 3. – P. 219–224.
13. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А., Горбылева Я.А., Горелкина Е.И. Влияние минерализации рабочей жидкости на характеристики жидкостно-газовых эжекторов // Бурение и нефть. – 2019. – №7-8. – С. 42-45.
14. Дроздов А. Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104.
15. Мырзахметов Б.А., Крупник Л.А., Султабаев А.Е., Токтамисова С.М. Математическая модель работы струйного насоса в составе скважинной
тандемной установки // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2019. – № 8. – С. 123–135.
16. Заболоцкий А.И., Докукин Ю.В. Первый в РФ опыт промышленной добычи золота способом подземного выщелачивания из золотоносных кор выветривания Гагарского месторождения // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2009. – № 1. – С. 391–135.
Публикация подготовлена при поддержке Программы РУДН «5-100».
