НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНеННЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА В ОСЛОЖНеННЫХ УСЛОВИЯХ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ДОБЫЧА

А.Н. Дроздов, А.И. Ермолаев, Г.Г. Булатов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Рецензент В.Н. Кошелев, д.х.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Основная часть российских месторождений природного газа разрабатывается в условиях проявления упруговодонапорного режима. Поступление воды приводит к большим потерям запасов газа и существенным осложнениям в работе скважин.

Добыча газа при обводнении скважин резко падает, а поступление песка из пласта значительно увеличивается. Многие газовые скважины из-за сильного обводнения выбывают из эксплуатации. Работы по изоляции водоприто-ков, продувки на факел, применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) для выноса жидкости, замена насоснокомпрессорных труб (НКТ) на меньший диаметр оказались неэффективными при добыче газа из низконапорных обводнённых коллекторов.

Поэтому наиболее перспективными для эксплуатации обводнённых газовых скважин являются технологии, в основе которых лежит механизированная добыча жидкости (воды и конденсата) погружными насосными установками по НКТ, сепарация и подъём газа по кольцевому пространству на поверхность. Следует отметить, что американская фирма «РЭДА» уже имеет успешный опыт реанимации безнадёжно обводнившихся, намеченных под ликвидацию газовых скважин установками погружных центробежных насосов (ЭЦН) с газосепараторами и диспергаторами. Большое значение в США придаётся также добыче метана с удалением воды из метаноугольных пластов. Как отмечается в работе [1], наиболее эффективный вариант решения - использование погружных насосных установок, причём они сейчас довольно успешно работают в скважинах на метаноуголь-

ных месторождениях в Америке. Как и в случае эксплуатации газовой скважины, подъём жидкости ведётся погружным насосом, а газосепаратор направляет метан в затрубное пространство скважины, по которому осуществляется добыча газа.

Накопленный в настоящее время опыт даёт возможность успешно адаптировать для решения проблем эксплуатации обводнённых низконапорных газовых скважин и скважин метаноугольных месторождений устройства, разработанные российскими учеными для эксплуатации погружными насосами нефтяных скважин с высоким содержанием свободного газа [2] и механических примесей [3], прошедшие промысловые испытания и серийно выпускаемые отечественными машиностроительными заводами.

На российских газовых месторождениях, в отличие от нефтяных, как правило, нет соответствующего обустройства для транспортировки и утилизации добытой воды. Отсутствует также подвод необходимой электроэнергии для осуществления механизированной эксплуатации. Поэтому потребовалось предложить новую технологию механизированной добычи газа, осуществимую в условиях отечественных газовых промыслов. Её отличительные особенности - получение электроэнергии для механизированной насосной эксплуатации скважин из добываемого низко-

напорного газа и утилизация воды в поглощающие скважины непосредственно на кустах скважин. Погружные насосы снабжаются при этом эффективными центробежными сепараторами свободного газа и механических примесей.

На рис. 1 представлена схема оборудования обводнённой газовой скважины для механизированной добычи газа и конденсата из низконапорного пласта, а на рис. 2 - принципиальная схема системы при расположении её на кусте скважин.

В скважину 1, пробуренную на пласт 2, спущена на колонне НКТ 3 погружная насосная установка 4, содержащая погружной центробежный насос) 5, погружной электродвигатель (ПЭД) 6 с гидрозащитой (на схеме не показана), газосепаратор 7 и погружной центробежный сепаратор механических примесей 8 с отстойником 9 и перепускной трубой 10. Скважина 1 имеет интервал перфорации 11 и зумпф 12. На устье скважины 1 установлены газовая 13 и жидкостная 14 линии, причем линия 13 сообщена с затрубным пространством 15 скважины 1, а линия 14 - с колонной НКТ 3. Погружная насосная установка 4 спущена ниже динамического уровня жидкости 16. Электроэнергия к ПЭД 6 подводится по погружному кабелю 17. На поверхности установлена станция управления 18 с трансформатором 19 и частотным преобразователем 20, кото-

55 ЛЕТ НА РЫНКЕ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Предоставляемые услуги:

Монтаж, пуско-наладка Обучение персонала Проведение приемочных испытаний Гарантийное и послегарантийное обслуживание Модернизация АГЗУ Техобслуживание (ремонт, калибровка, подготовка к госпроверке)

Разработка, поставка, ввод в эксплуатацию:

452600, РБ, г. Октябрьский, ул. Северная, д. 60, т/факс. (34767) 4 05 76,4 09 77 E-mail: ozna@ozna.ru www.ozna.ru

[Установки для измерения продукции скважин Установки для систем поддержания пластового давления Установки для систем подготовки и перекачки нефти, воды и газа Аппаратура управления Изделия для бурения и запасные части к буровым насосам Запасные части к автоматизированным групповым замерным установкам (АГЗУ)

Узлы учета нефти (коммерческие и оперативные) нефти, нефтепродуктов, газа и воды

I Противопожарное оборудование Котельное оборудование Запорная и трубопроводная арматура

ПТ

ДОБЫЧА

рая соединена поверхностным кабелем 21 с погружным кабелем 17.

Система для механизированной добычи газа и конденсата на кусте обводнённых газовых скважин 1 и 22 (в качестве примера показаны две скважины куста, однако их может быть больше) содержит погружные насосные установки 4 и 23, газовые линии 13 и 24, жидкостные линии 14 и 25, станции управления 18 и 26 с поверхностными кабелями 21 и 27, сепаратор 29 с отводами газа 30, конденсата 31 и воды 32, поверхностный насос 33 с электродвигателем 34, линию нагнетания воды 35, и поглощающую скважину 36, пробуренную на водоносный горизонт 37. Система содержит также линию подачи газа 38 на выработку

электроэнергии, газодизельную электростанцию 39, силовой кабель 40, станцию управления 41 и поверхностный кабель 42.

Эксплуатация скважин по предложенной технологии осуществляется следующим образом.

Из пласта 2 в скважину 1 и далее в погружную насосную установку 4 поступают газ, вода, конденсат и механические примеси (песок и т.п.) вследствие депрессии на пласт 2, создаваемой насосом 5 при откачке жидкости. Газожидкостная смесь с твёрдыми частицами поступает вначале на прием погружного центробежного сепаратора механических примесей 8. приводимого во вращение двигателем 6. В поле цен-

тробежных сил происходит эффективное отделение твердых частиц, которые направляются затем в отстойник 9. В случае переполнения отстойника 9, которое может произойти при сверхвысоком содержании механических примесей, твердые частицы по перепускной трубе 10 поступают в зумпф 12 скважины 12 ниже её интервала перфорации 11. Очищенная от механических примесей смесь направляется в кольцевое пространство. Подача ротора силовой части сепаратора механических примесей 8 больше, чем подача насоса 5, соответствующая дебиту скважины 1 по жидкости. Поэтому часть очищенной смеси идет вверх, а часть очищенной жидкости сбрасывается вниз с выхода

Рис. 1. Схема оборудования обводнённой газовой скважины для механизированной добычи: 1 -скважина, 2 - обводнённый газовый пласт, 3 - колонна НКТ, 4 - погружная насосная установка, 5

- погружной центробежный насос, 6 - погружной электродвигатель, 7 - газосепаратор, 8 - погружной центробежный сепаратор механических примесей, 9 - отстойник, 10 - перепускная труба, 11

- интервал перфорации, 12 - зумпф, 13 - газовая линия, 14 - жидкостная линия, 15 - затрубное пространство, 16 - динамический уровень, 17 -погружной кабель, 18 - станция управления, 19

- трансформатор, 20 - частотный преобразователь, 21 - поверхностный кабель.

Рис. 2. Принципиальная схема всей системы при расположении её на кусте скважин: 1, 22 - обводнённые газовые скважины, 3, 23 - погружные насосные установки, 13, 24 - газовые линии, 14, 25

- жидкостные линии, 18, 26, 41 - станции управления, 21, 27, 40, 42 - силовые поверхностные кабели, 28 - шлейф, 29 - сепаратор, 30 - отвод газа, 31 - отвод конденсата, 32 - отвод воды, 33

- поверхностный насос, 34 - электродвигатель, 35

- линия нагнетания воды, 36 - поглощающая скважина, 37 - водоносный пласт, 38 - линия подачи газа на выработку электроэнергии, 39 - газодизельная электростанция.

перфорация

Разведка и разработка

123298 Россия, Москва ул. Народного Ополчения, 40/3 тел.: 8-495-797-93-93 факс: 8-495-797-93-97 e-mail: pas@petroal.ru

Сервисная Компания

добыча

сепаратора 8 на его прием по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной скважины 1 и наружной поверхностью сепаратора 8, образуя гидравлический затвор и не позволяя при этом поступать продукции с твердыми частицами в насос 5.

Очищенная от твердых частиц газожидкостная смесь обтекает по кольцевому зазору погружной электродвигатель 6 установки 4 и попадает на прием приводимого в действие с помощью ПЭД 6 центробежного газосепаратора 7. Он отделяет свободный газ от жидкости и направляет его в затрубное пространство 15 скважины 1. Свободный газ сначала всплывает в жидкости, а затем, пройдя границу динамического уровня 16, поднимается по затрубному пространству 15 скважины 1 на поверхность и далее

- в газовую линию 13. Жидкость идет на приём ЭЦН 5. Погружной центробежный насос 5, вращаемый двигателем 6, откачивает воду и конденсат с растворенным газом по колонне НКТ 3 в жидкостную линию 14.

Необходимые режимы по подаче насоса 5 обеспечиваются частотным регулированием с помощью преобразователя 20. Станция управления 18 обеспечивает контроль работы и защиту от аварийных режимов, а трансформатор 19 повышает напряжение до величины рабочего напряжения ПЭД 6 с учетом потерь в погружном кабеле 17 и поверхностном кабеле 21.

Аналогичным образом осуществляется эксплуатация скважины 22 погружной насосной установкой 23. Свободный газ

направляется при этом в газовую линию 24. а жидкость - в линию 25. Управление установкой 23 и регулирование осуществляется с помощью станции 26. Электроэнергия подаётся к скважине 22 по кабелю 27.

Добытый из скважин 1 и 23 свободный газ направляется в шлейф 28 и далее -на установку комплексной подготовки газа, расположенную на газовом промысле.

Жидкость, поднятая из скважин 1 и 22, по жидкостным линиям 14 и 25 идет в сепаратор 29. Поскольку давление на устье скважин 1 и 22 ниже, чем на их забоях, часть газа, растворенного в конденсате и воде при забойных условиях, на поверхности переходит в свободное состояние. В сепараторе 29 осуществляется разделение газа, воды и конденсата. Свободный газ по отводу 30, а также конденсат по отводу 31 направляются в шлейф 28. Вода по отводу 32 идет на прием поверхностного насоса 33, приводимого в действие электродвигателем 34. Далее вода по линии 35 нагнетается через поглощающую скважину 36 в пласт 37. Управление насосом 33 производится с помощью станции 41, а электроэнергия к двигателю 34 подается по кабелю 42.

Часть добытого на кусте скважин газа направляется по линии 38 на газодизельную электростанцию 39 для выработки электроэнергии, которая поступает по кабельной линии 40 к погружным насосным установкам 4 и 23, а также к электродвигателю 34 поверхностного насоса 33.

Таким образом, механизированная насосная эксплуатация обводнённых газовых скважин производится без дополнительного подвода электроэнергии к кусту скважин. Отпадает также необходимость строительства дорогостоящих линий электропередач. При этом добытая из скважин вода утилизируется непосредственно на кусте скважин и не требуется сооружения водоводов для транспортировки на газовый промысел. Применение эффективных газосепара-торов и сепараторов механических примесей обеспечит надёжную эксплуатацию погружных насосных установок в осложнённых условиях обводнённых газовых скважин низконапорных пластов. Предложенная технология применима также и при эксплуатации скважин на метаноугольных месторождениях.

ЛИТЕРАТУРА

1. Locating ESP's in CoaLbed Methane Wellbores for Optimum Dewatering / R. Lannom, B. Holmes, B. McElduff - 2005 ESP WORKSHOP, The Woodlands, Texas, April 25-29, 2005.

2. Дроздов А.Н., Деньгаев А.В., Вербицкий В.С. Установки погружных насосов с газосепараторами для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором.

- Территория НЕФТЕГАЗ, 2005, № 6, с. 12

- 20.

3. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей / Вербицкий В.С., Дроздов А.Н., Деньгаев А.В., Рабинович А.И. - Нефтяное хозяйство, 2007, № 12, с. 78 - 81.

на правах рекламы

„ .

453210, Республика Башкортостан, г. Ишимбай, ул. Первооткрывателей Башкирской нефти, д.2 Тел.: (34794) 3-19-78, 3-28-73 Факс: (34794) 3-29-96 E-mail: inman2000@mail.ru Web: www.inman.ru

д^^^п^чениятодго^овки! месторождений > к разработке*

Технол.опииХХИвекаь

Полныйкомплектлицензий

Гипронг-Экот

Комплексное проектирование! обустройства! месторождений» нефти и паза

_ современна ч/ 3*0 «ГйПрОНГ;Дро^ного йнстйЯ«

модель ^доставление

2=Шг=»

г ТюМеНЬ’X до.41^2> Ф -

Наши пров£™^.

Обустройство,ме отранспорта,

|а„сГно-Палья"о=«ое

Западио-Могутлорское

Каменное (Юго

Крапивенское

етзги»

ППеоГ^арт<-»ское

рославльское Славинское Талинское