CC BY
59
ОБОРУДОВАНИЕ удк 622.276. 53
Исследование характеристик абразивостойких газосепараторов в промысловых и стендовых условиях
А.Н. мусинский
аспирант, ст. преподаватель1 musinskii.an@novomet.ru
м.О. Перельман
генеральный директор2 maxim@novomet.ru
С.Н. Пещеренко
д. ф-м. н., профессор1 psn@novomet.ru
A.В. Деньгаев
к.т.н., доцент3
nttm smena@mail.ru
B.С. Вербицкий
к.т.н., доцент3 vsverbitsky@gmail.com
1Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия 2АО «Новомет-Пермь», Пермь, Россия 3Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, Россия
В последнее время получили широкое распространение методы интенсификации нефтедобычи путем увеличения проницаемости пластов (за счет проведения гидроразрывов и кислотных обработок), а также увеличения депрессии на пласт (за счет снижения забойного давления в скважине). Это в некоторых случаях может приводить к существенному росту концентрации механических примесей в добываемой жидкости
Рис. 1 — Схема подвески газосепаратора с насосом в скважине
Анализ эксплуатационных данных
Серийное производство новых абразивостойких газосепараторов началось в 2011 г. В настоящее время их применение стало массовым: изготавливается и монтируется в скважины более 100 газосепараторов в месяц. За все время промысловых исследований новых газосепараторов проблем с перерезанием их корпусов не возникло. Рассмотрим примеры эксплуатации скважин одного из месторождений Западной Сибири, характеризующегося условиями повышенной концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в добываемой скважинной продукции. Схема расположения газосепаратора в скважине представлена на рис. 1.
Результаты эксплуатации 72-х установок электрического центробежного насоса (ЭЦН) 5-ой группы исполнения представлены в таб. 1. Анализ причин отказов глубиннона-сосного оборудования позволяет сделать вывод о том, что основными причинами отказов были: износ, засорение рабочих органов насоса механическими примесями и кристаллами солей. При этом гидроабразивное разрушение газосепараторов не было выявлено (таб. 1).
В таб. 2 приведены результаты эксплуатации 142-х установок ЭЦН 5А габарита. По результатам комиссионных разборов, причинами отказов были: износ, засорение и коррозия ступеней ЭЦН. Отметим, что в анализируемой выборке доля газосепараторов, работающих при КВЧ более 1000 мг/л, составила 15%; это не было причиной отказа оборудования из-за гидроабразивного разрушения.
Промысловые исследования абрази-востойких газосепараторов позволили определить важный технический аспект в области конструктивной надежности при работе в агрессивных скважинных условиях. Для определения широкого диапазона технических возможностей абразивостойких газосепараторов авторами проведены стендовые
испытания на модельной газожидкостной смеси.
Стендовые испытания
Измеряли напор и коэффициент сепарации газосепараторов. В качестве рабочей жидкости использовали смесь воды, воздуха и ПАВ (дисолван 4411, 0,05% об.), моделирующей пластовую жидкость. Испытания проводили на стендах РГУ (НИУ) нефти и газа им. И.М. Губкина и АО «Новомет-Пермь». Результаты испытаний приведены на рис. 2-5 и в таб. 3.
На рис. 2, 4 представлена зависимость коэффициента сепарации к от подачи газожидкостной смеси. Показано, что коэффициент сепарации уменьшается при увеличении подачи со значений порядка 0,9 до 0,5-0,6 на левой границе рабочей области (которая указывается в марке газосепаратора, например, для ГН5-200 это 200 м3/сут).
Также были проведены сравнительные испытания газосепаратора ГН5-200; полученные результаты приведены в таб. 3. В соответствии с результатами, ошибка измерений коэффициента сепарации была порядка ±5%.
На рис. 3, 5 приведены напорно-расход-ные характеристики при различной входной концентрации газа ввх и входном давлении 0,2 МПа. Очевидно, что газосепараторы создают напор во всем рабочем диапазоне, что исключает возможность подсоса газа внутрь насоса через выкидные отверстия газосепараторов.
При высоких концентрациях нераство-ренного газа типичным является компоновка УЭЦН как газосепаратором, так и мульти-фазным насосом. Поэтому на стенде в РГУ (НИУ) нефти и газа им. И.М. Губкина были проведены испытания модельной 1,5-метровой насосной секции ВНН5-79 с предвклю-ченным газосепаратором ГН5-200 и мульти-фазным насосом МФ0Н5-200 при давлении на входе 0,2 МПа. Полученные напорные
Газовый КВЧ, мг/л Вязкость, Число Число
фактор, м3/т
До 50
сПз
До 1900 0,5-2,5
УЭЦН отказов УЭЦН
9
7
До 100 До 1000 0,5-2,5 16 14 Более 100 До 1800 0,5-1,5 47 29
Наработка Причины на отказ в отказов среднем
329
312
261
Износ ступеней ЭЦН, отложение солей
Засорение ступней ЭЦН
Износ ступеней ЭЦН, отложение солей
Таб. 1 — Условия и результаты эксплуатации установок ЭЦН 5 габарита, оснащенных
новыми газосепараторами
56
Экспозиция НЕфть газ МАЙ 3 (56) 2017
[1, 2]. Практика показала [3-5], что в центробежных газосепараторах твердые частицы вызывают гидроабразивное разрушение внутренней поверхности корпуса. При этом происходит разделение газосепаратора на части и падение нижней части погружной электроцентробежной установки на забой скважины. После изучения механизма гидроабразивного разрушения [6, 7] была разработана новая абразивостойкая конструкция газосепараторов [8]. В данной статье проанализированы промысловые данные об эксплуатации новых газосепараторов 5 и 5А габаритов на одном из месторождений Западной Сибири и результаты стендовых исследований их сепарационных свойств.
Материалы и методы
При помощи двух запатентованных стендовых методик определены характеристики абразивостойких газосепараторов, а также произведен анализ работы этих устройств в скважинных условиях.
Ключевые слова
газосепаратор, абразивостойкость, концентрация газа, промысловые испытания
характеристики работы насосной секции ВНН5-79 отображены на рис. 6.
Испытания показали, что при ввх < 65% напор и максимальная подача секции слабо зависят от концентрации газа. Также видно, что насос может устойчиво работать и при ввх = 90% (например, при подаче менее 60 м3/сут напор уменьшился всего на 25- 30%, чем в случае вх = 0).
Влияние гравитационной сепарации
В условиях испытаний вся газожидкостная смесь поступала на вход газосепаратора, гравитационная сепарация газа на входе в газосепаратор была исключена. В скважинных условиях это не так. Оценим максимальную концентрацию газа, при которой газосепаратор еще обеспечивает устойчивую работу насоса в скважине. Будем считать, что, согласно эксплуатационным данным, напорно-расход-ная характеристика центробежных насосов в типичных скважинных условиях не меняется при увеличении концентрации газа на входе в насос вплоть до в = 25% [9, 10].
Общий коэффициент сепарации газосепаратора в скважине (к) определяется двумя процессами: гравитационной сепарацией на входе в сепаратор (коэффициент сепарации кд) и сепарацией внутри газосепаратора (коэффициент сепарации к). Если обозначить поток газа в скважине ц, а — поток газа на входе в газосепаратор, и — поток на выходе из газосепаратора, т.е. на входе в насос, то
к оценим по эмпирической зависимости [11] пренебрегая слабой зависимостью от в :
Ч~Ч1 I, _ 11-12
Кг =
(1)
К = = ™ = 1 - (1 - к)(1 - V)
Коэффициент гравитационной сепарации
гг = (1 + 0.52£)"
(2)
где \м = 0,2 м/сек — скорость всплытия пузырьков газа, ц=0/3 [Ь+а(1-Ь) ] — средняя скорость жидкости, Ь — обводненность, а — коэффициент сжимаемости нефти (полагали а = 1,15), 0 — подача по жидкости.
Полученная, согласно (2), зависимость кд1. от ц и Ь, приведена на рис. 7.
Максимальная концентрация газа в сква-жинной жидкости ввх, при которой газосепаратор еще будет обеспечивать устойчивую работу насоса, определяется из следующего условия:
(3)
Например, для ГН5-200: из рис. 2 следует, что к > 0,6, а из рис. 6 при Ь = 0,1 видно, что кд1. > 0,2; тогда из (3) получим вш * 78%. Для ГН5А-350: из рис. 4 следует, что к > 0,55, а из рис. 6 при Ь = 0,1 видно, что кдг> 0,15; тогда из (3) получим ввх * 75%.
УЭЦН укомплектованная двумя 3-метровыми секциями ВНН5-79, газосепаратором ГН5-200 и МФ0Н5-200, была смонтирована в скважине. Условия ее работы приведены в таб. 4, откуда, в частности, видно, что ввх = 97%. Коэффициент гравитационной сепарации, вычисленный согласно (2), оказался равным 68%, т.е. на вход в УЭЦН поступала газожидкостная смесь, содержащая примерно 70% газа. В этих условиях УЭЦН работала устойчиво, что согласуется с данными стендовых испытаний, приведенными на рис. 2.
Рис. 2 — Зависимость коэффициента сепарации от подачи по смеси ГН5-200
Рис. 3 — Напорно-расходная характеристика ГН5-200 при различных в
о,« 0.7
»рвх=40%
• рвх=50% * рвх=бО%
■ Рвх-70%
0,8 0.7 0.6 0.5 0.4 0,5 0.2 0,1 О
•Р«х=0%
о р»х=50»
- рвх=60%
■ рлх=70«
и
Подача по смеси, м3/сут
Подача по смеси, м3/сут
Рис. 4 — Зависимость коэффициента сепарации от подачи по смеси ГН5А-350
Рис. 5 — Напорно-расходная характеристика ГН5А-350 при различных в
50 100 150
Подача по смеси, м3/сут
1,2 1
0,6 0,4
т
_____ = 90%
= 50%
ь = - 0% -
50 100 150
Подача по смеси, м3/сут
200
250
Рис. 6 — Напорная характеристика насосной секции ВНН5-79 с предвключенными ГН5-200 и МФОН5-200 при различном газосодержании на входе
Рис. 7 — Зависимость коэффициента гравитационной сепарации (кдг) от подачи по жидкости обводненности (Ь)
Газовый фактор, м3/т
До 50
До 100
Более 100
КВЧ, мг/л
До 240 До 470 До 9600
Вязкость, Число Число отказов Наработка на отказ в Причины отказов
сПз УЭЦН УЭЦН среднем
0,5-4,0 13 10 414 Износ и засорение ступеней ЭЦН
0,2-1,5 108 36 321 Засорение и коррозия ступеней ЭЦН
0,2-0,5 21 17 231 Отложение солей, засорение ступеней ЭЦН
Таб. 2 — Условия и результаты эксплуатации установок ЭЦН 5А габарита, оснащенных новыми газосепараторами
№ QM, м3/сут ßх % Коэффициент сепарации РГУ Коэф
1 50 70 0,88 0,88
2 85 70 0,82 0,83
3 165 60 0,70 0,68
4 55 60 0,86 0,88
5 160 50 0,69 0,73
6 210 50 0,59 0,55
Таб. 3 — Результаты сравнительных испытаний ГН5-200 в РГУ (НИУ) нефти и газа им. И.М. Губкина и АО «Новомет-Пермь»
Р^ МПа
3,9
Q жидкости м3/сут.
16,4
Газовый фактор, м3/т
1260
Таб. 4 — Скважинные условия
Обводнённость, %
40
Итоги
1. Проведены эксплуатационные испытания новых абразивостойких газосепараторов, которые подтвердили их гидроабразивную стойкость даже при КВЧ более 1000 мг/л.
2. С учетом гравитационной сепарации на входе, новые абразивостойкие газосепараторы во всей заявленной области подач обеспечивают устойчивую работу ЭЦН при до 75-78%.
Выводы
По результатам комплексного исследования, разработанные газосепараторы доказали свою эффективность при работе в скважинных условиях, осложненных высоким содержанием газа и песка.
^исок литературы
1. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения: дис. ... канд. тех. наук. Уфа, 2005. 183 с.
4.
Казаков Д.П. Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта на примере Вынгапуровского месторождения: дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 2010. 111 с.
Кудрявцев И.А. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса мехпримесей (на примере Самотлорского месторождения): автореф. дис. ... канд. техн. наук. Тюмень, 2004. 121 с. Деньгаев А.В., Дроздов А.Н., Вербицкий В.С. Исследование причин полетов газосепараторов в составе УЭЦН // Территория Нефтегаз. 2005. №11. С. 50-53.
Деньгаев А.В., Дроздов А.Н., Вербицкий В.С., Маркелов Д.В. и др. Анализ работы центробежных газосепараторов в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2006. №2. С. 86-89. Перельман М.О., Пещеренко М.П., Пещеренко С.Н. Особенности
10
11.
многофазных течений в газосепараторах, определяющие их гидроабразивную стойкость // Бурение и нефть. 2013. №5. С. 42-44.
Патент № 2379500. Абразивостойкий центробежный газосепаратор от 10.09.2009, кл. Е 21 В 43/38. Островский В.Г., Перельман М.О., Пещеренко С.Н. Механизм гидроабразивного разрушения погружных газосепараторов // Нефтяное хозяйство. 2013. №5. С. 100-102.
Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. М.: МАКС Пресс, 2008. 309 с.
Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Пермь: Пресс- мастер, 2007. 645 с.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ. 2003. 816 с.
58
экспозиция НЕФТЬ ГАЗ МАЙ 3 (56) 2017
ENGLISH
OILFIELD EQUIPMENT
Signature analysis of abrasive-resistant gas separators under conditions of field and bench test
UDC 622.276 53
Authors:
Artem N. Musinskiy — post graduate, senior teacher musinskij.an@novomet.ru
Maksim O. Perel'man — general director2; maxim@novomet.ru
Sergey N. Peshcherenko — Sc.D., professor1; psn@novomet.ru
Aleksey V. Den'gaev — Ph.D., associate professor3; nttm smena@mail.ru
Vladimir S. Verbitskiy — Ph.D., associate professor3; vsverbitsky@gmail.com
1 Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russian Federation
2 "Novomet Perm", Perm, Russian Federation
3 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), Gubkin, Moscow, Russian Federation
Abstract
Methods of stimulating production by permeability increasing (due to fracturing and acidizing) and pressure drawdown (by lowering the bottom hole pressure in the well) are widely practiced. It can cause the significant increasing of mechanical impurities concentration in the produced fluid [1, 2]. Examples seem to indicate [3-5] that the particulates cause abrasion resistant breakage of the inner side of the separator. In these conditions the separator can be broken up into pieces and low immersible
design for abrasive resistance separator was developed [8].
Field test of new separators 5 u 5A in Western Siberia and results of bench test of separational properties are analyzed in the article.
Materials and methods
The properties of abrasive resistant separators and the analysis of their work under downhole conditions were determined by the means of two patented methods of bench test.
particles content more than 1000 mg/l. 2. New separators provide steady operation of the electrical centrifugal pump in the field of the flow at Pvh, 75-78%, taking into account the gravity separation in the upstream.
Conclusions
According to the results of integrated exploration, developed separators proved their efficiency under downhole conditions, high in gas and sand.
part of the centrifuge can fall on the borehole Results Keywords
bottom. After studying the process of the 1. Well test of new separators showed that gas separator, abrasive resistance, gas
abrasion resistant breakage [6, 7], the new abrasion resistance is the same even when concentration, field test
References (on the example of Samotlorskoe [Abrasive resistant centrifugal
1. Generalov I.V. Povyshenie field)]. Extended abstract of Ph.D. pumping equipment]. Priority from
effektivnosti ekspluatatsii dissertation (Engineering). Tyumen, 10.09.2009, kl. E 21 B 43/38.
skvazhin, oborudovannykh UETsN, 2004, 121 p. 8. Ostrovskiy V.G., Perel'man M.O.,
v oslozhnennykh usloviyakh 4. Den'gaev A.V., Drozdov A.N., Peshcherenko S.N. Mekhanizm
Samotlorskogo mestorozhdeniya Verbitskiy V.S. Issledovanie prichin gidroabrazivnogo razrusheniya
[Efficiency gains of well operation, poletov gazoseparatorov v sostave pogruzhnykh gazoseparatorov
equipped with centrifugal pumping UETsN [Research into the causes of [The mechanism of abrasion
equipment, under the difficult gas separator falling downhole, as a resistant destruction of submersible
conditions of Samotlorskoe field]. component of centrifugal pumping gas separators]. Oil Industry, 2013,
Ph.D. dissertation (Engineering). equipment]. Territorija neftegas, issue 5, pp. 100-102.
Ufa, 2005, 183 p. 2005, issue 11, pp. 50-53. 9. Drozdov A.N. Tekhnologiya i
2. Kazakov D.P. Povyshenie 5. Den'gaev A.V., Drozdov A.N., tekhnika dobychi nefti pogruzhnymi
effektivnosti ekspluatatsii skvazhin Verbitskiy V.S., Markelov D.V. i nasosami v oslozhnennykh
elektrotsentrobezhnymi nasosami dr. Analiz raboty tsentrobezhnykh usloviyakh [Oil production technique
posle gidravlicheskogo razryva gazoseparatorov v OAO and operational procedure under
plasta na primere Vyngapurovskogo "Yuganskneftegaz" [Operational difficult conditions by means of
mestorozhdeniya [Efficiency gains analysis of the centrifuge in OAO bottomhole pump]. Moscow:
of well operation of centrifugal "Yuganskneftegaz"]. Oil Industry, MAKS Press, 2008, 309 p.
pumping equipment after formation 2006, issue 2, pp. 86-89. 10. Ageev Sh.R., Grigoryan E.E.,
hydraulic fracturing on the example 6. Perel'man M.O., Peshcherenko M.P., Makienko G.P. Rossiyskie ustanovki
of Vyngapurovskoe oilfield]. Ph.D. Peshcherenko S.N. lopastnykh nasosov dlya dobychi
dissertation (Engineering). Osobennosti mnogofaznykh nefti i ikh primenenie [New
Ufa, 2010, 111 p. techeniy v gazoseparatorakh, handbook Russian installations of
3. Kudryavtsev I.A. Sovershenstvovanie opredelyayushchie ikh blade pumps for the oil production
tekhnologii dobychi nefti v gidroabrazivnuyu stoykost' and their application].
usloviyakh intensivnogo vynosa [Peculiarities of multi-phase flows, Perm: Press-master, 2007, 645 p.
mekhprimesey (na primere determining abrasion resistant 11. Mishchenko I.T. Skvazhinnaya
Samotlorskogo mestorozhdeniya) strength of gas separators]. Burenie dobycha nefti [Borehole oil
[Technological development of oil i Neft', 2013, issue 5, pp. 42-44. production]. Moscow:
production under conditions of 7. Patent № 2379500. Abrazivostoykiy Neft' i Gaz, 2003, 816 p.
returning of mechanical impurities tsentrobezhnyy gazoseparator
