CC BY
30УДК № 622.276.53.054.5
Д.Н. Ламбин, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, e-mail: LambinD@gmail.com
ТЕХНОЛОГИИ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ СВОБОДНОГО ГАЗА И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
На сегодняшний день более половины запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин, на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55%, то сегодня такую долю составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70% [1].
В современных условиях если не увеличения, то хотя бы поддержания добычи нефти в России на постоянном уровне нефтяные компании стремятся интенсифицировать отбор пластовой жидкости из добывающих скважин. Увеличение глубины спуска и спуск более производительных насосных установок ведут к росту депрессии на
пласт и, как правило, более сильному выносу механических примесей из пласта. В свою очередь, увеличение механических примесей в добываемой продукции ведет к росту аварий в скважинах, связанных с выходом из строя, вплоть до «полетов», погружного оборудования. Помимо вышесказанного, увеличение депрессии ведет
к росту количества свободного газа в продукции скважин, поступающей на прием погружного оборудования, и, как следствие, к снижению эффективности работы этого оборудования. В связи с этим весьма актуальными являются изучение влияния осложняющих факторов на работу погружного оборудования и разработка новых техно-
Рис. 1. Схема экспериментальной установки для исследования влияния свободного газа на рабочую характеристику одновинтового насоса:
1 - бак для жидкости; 2 - мерный бак; 3 - одновинтовой насос; 4 - редуктор; 5 - электродвигатель; 6 - компрессор; 7 - реометрический стенд; 8-12 - вентили; 13, 18, 19 - манометры; 14 - дифференциальный манометр; 15, 16, 17, 20 - запорная арматура; 21 - смесительная камера; 22 - тахометр; 23 - регулятор напряжения; 24 - дифференциальный манометр
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 12 \\ декабрь \ 2010
Рис. 2. Напорные характеристики одновинтового насоса при различных значениях входного газосодержания
логий, позволяющих эксплуатировать добывающее оборудование в скважинах с осложненными условиями. Погружные электроцентробежные насосы, с помощью которых в настоящее время в России добывается около 2/3 нефти, достаточно эффективно защищаются от вредного влияния свободного газа в перекачиваемой продукции с помощью центробежных газосепараторов. Одновинтовые насосы, относящиеся к насосам объемного типа, в отличие от ЭЦН - динамических насосов, могут работать на газожидкостных смесях без срыва подачи [2, 3, 4]. Однако работа одновинтовых насосов при перекачивании продукции со свободным газом недостаточно изучена. Для изучения влияния свободного газа на рабочие характеристики одновинтового насоса в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина была создана экспериментальная установка [5] (рис. 1) и получены результаты исследования работы одновинтового насоса на газожидкостных смесях (рис. 2). Получены зависимости величины утечек в рабочих камерах насоса от входного объемного газосодержания (рис. 3 и 4). На рис. 3 и 4 представлены зависимости утечек в рабочих органах насоса по
смеси ДQ и по жидкости ДQж от давления насоса. Характер графиков утечек по смеси с ростом газосодержания (см. рис. 3) сильно меняется. По мере увеличения газосодержания зависимость ДО-Р изменяет свой вид. Если представить ее в степенном виде ДО = СРт, то при рвх<20%, т>1 и при рвх>20%, т<1. Для утечек по жидкости ДОж (см. рис. 4) наблюдается тенденция к постоянству
с ростом давления насоса при увеличении газосодержания. При рвх<50% с ростом давления утечки возрастают, при значениях рвх>50% утечки практически не меняются. Как было сказано выше, ЭЦН достаточно хорошо защищены от вредного влияния свободного газа центробежными газосепараторами, но серьезную проблему для ЭЦН и газосепараторов к ним пред-
Рис. 3. Зависимости утечек в рабочих органах насоса по Рис. 4. Зависимости утечек в рабочих органах насоса по
смеси при различных входных объемных газосодержаниях жидкости при различных входных объемных газосодержаниях
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ эксплуатация скважин \\ 79
Рис. 5. Схема экспериментальной установки для проведения исследований газосепараторов на износоустойчивость:
электродвигатель - 1, приемный модуль - 2, ЭЦН (групп 5 или 5А) - 3, станина -5, узел подвода рабочей смеси - 13, исследуемый газосепаратор - 4, узел отвода отсепарированного газа - 12, линия отвода смеси - 15, бак с рабочей смесью - 7, компрессор - 6, запорная арматура - 10, 11 и 14, емкость для промывки - 8
ставляют механические примеси. При перекачивании скважинной продукции, содержащей механические примеси (песок, пропант), рабочие органы центробежных насосов изнашиваются и засоряются, что ведет к снижению дебитов скважин, а рабочие органы и защитные гильзы газосепараторов изнашиваются, вплоть до полного их изнашивания, и падения установок на забой скважин. Для изучения характера износа рабочих органов и защитных гильз центробежных газосепараторов была создана экспериментальная установка (рис. 5),
на которой был исследован ряд отечественных газосепараторов различных типоразмеров.
ИСПЫТАНИЯ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ ПРОВОДИЛИСЬ ПО СЛЕДУЮЩЕЙ МЕТОДИКЕ.
1. Перед испытаниями каждый элемент проточной части газосепаратора взвешивался, и результаты измерений заносились в таблицу.
2. Производился монтаж газосепаратора на стенд в соответствии с приведенной схемой (рис. 5).
3. Гидравлическая система заполнялась водой.
4. Запускался электродвигатель, который приводил во вращение вал насоса и газосепаратора.
5. До момента добавления твердых частиц в поток жидкости, производился замер расхода жидкости объемным способом, при этом расход устанавливался таким образом, чтобы насос работал в оптимальном режиме.
6. После вывода установки на оптимальный режим работы, в емкость 7 засыпалось расчетное количество механических примесей(КВЧ - коллоидно-взвешенных частиц). В качестве абразивного материала использовалась смесь проппанта и кварцевого песка в массовой пропорции 50%х50%, как наиболее подобная смесь из условия сравнения с фактическими промысловыми данными.
7. Расчет КВЧ осуществлялся из условия паспортной характеристики на газосепаратор, эксплуатационных факторов и времени проведения эксперимента.
8. В реальных промысловых условиях время работы газосепаратора на износ зависит от различных эксплуатационных факторов (газосодержание и давление на приеме, наличие механических примесей, реологические свойства перекачиваемой смеси и др.) и может изменяться от нескольких часов до нескольких месяцев. Таким образом, для осуществления эксперимента при условии соблюдения критериев подобия была введена оценочная зависимость времени проведения эксперимента
от показателя среднего ресурса газосепаратора до капитального ремонта (^), эксплуатационного коэффициента (к) и соотношения КВЧП паспортных данных и КВЧЭ эксперимента (задаваемое число).
4- _|/ t ^^^П 1Э-КХ1ПХ ^^
где: ^ - время проведения эксперимента на износ (ч);
^ - среднее время работы газосепаратора до капитального ремонта по паспорту, (^ = 30 000 часов); к - эксплуатационный коэффициент (0,33 - высокая степень, характеризующая наисложнейшие условия эксплуатации, 0,66 - средняя степень, 0,99 - низкая степень);
КВЧП - концентрация взвешенных частиц по паспорту (для обычного исполнения - не более 0,2 г/л, для износостойкого - не более 0,5 г/л); КВЧЭ - концентрация взвешенных частиц в эксперименте (КВЧЭ = 50 г/л). Так, например, для высокой степени эксплуатационного фактора осложнения (к=0,33), показателя среднего ресурса газосепаратора до капитального ремонта (^ =30000 часов), КВЧП = 0,2 г/л и КВЧЭ = 50 г/л, время проведения эксперимента до выработки среднего ресурса газосепаратора составит ^=40 часов.
Таким образом, для усреднения параметров и проведения сравнительных испытаний газосепараторов различных типов, были приняты условия ^,=40 часов и КВЧЭ = 50 г/л, при которых все типы газосепараторов испытывались в равных условиях. Для проведения экспериментов в условиях, наиболее приближенных к реальным промысловым, был введен еще один критерий подобия - модельная смесь. Так как в условиях скважины процесс движения смеси от забоя скважины до приема имеет нестационарный характер в большинстве случаев с преобладанием пробковой структуры, то в рамках проведения эксперимента в смесь «вода - твердые частицы» добавлялся воздух с содержанием не более 25%, из-за вероятности срыва подачи ЭЦН на модели высокообвод-ненной смеси.
Необходимо отметить, что испытания газосепараторов на модельной смеси «вода - твердые частицы» и «вода -твердые частицы - воздух» проводились в следующей последовательности:
• 1-й час работы на смеси «вода - твердые частицы» (КВЧ =30 г/л);
• 2-й час работы на смеси «вода -твердые частицы - воздух» (КВЧ = 30 + дополнительно 5 г/л, (Звх = до 25% по объему);
• 3-й час работы на смеси «вода - твердые частицы» (КВЧ = 35 + дополнительно 5 г/л);
• 4-й час работы на смеси «вода -твердые частицы - воздух» (КВЧ = 40 + дополнительно 5 г/л, рвх = до 25% по объему);
• 5-й час работы на смеси «вода - твердые частицы» (КВЧ = 45 + дополнительно 5 г/л);
• 6-й час работы на смеси «вода -твердые частицы - воздух» (КВЧ = 50 + дополнительно 5 г/л, Рвх = до 25% по объему);
• 7-й час работы на смеси «вода - твердые частицы» (КВЧ = 55 + дополнительно 5 г/л);
• 8-й час работы на смеси «вода -твердые частицы - воздух» (КВЧ = 60 + дополнительно 5 г/л, рвх = до 25% по объему);
Для недопущения полного износа и измельчения абразивного материала в процессе эксперимента в течение каждого часа осуществлялась добавка новой порции твердых частиц в количестве 5 г/л. Во время исследований осуществлялся замер расхода жидкости, давления, уровня вибрации и крутящего момента на валу электродвигателя, характер изменения которых показывает на степень износа в процессе испытаний.
9. После непрерывного 8-часового режима работы установка останавливалась и промывалась.
10. Для достижения суммарного значения времени испытаний (40 часов) повторялись пп. 4- 9.
11. После проведения испытаний газосепаратора (40 часов) и промывки стенда осуществлялся демонтаж газосепаратора и насоса.
12. Газосепаратор разбирался, и его проточные части подвергались инструментальному контролю поэлементно. После проведения инструментального контроля каждый элемент взвешивался, по аналогии с п. 2.
По результатам проведенных испытаний и обработки полученных данных проводился сравнительный анализ исследуемых газосепараторов в целом и поэлементно [6].
В ходе исследований было установлено, что элементы конструкции газосепараторов - кавернообразующее колесо, шнек, сепарационные барабаны,рассекатель потока, выпрямляющая решетка, приемный модуль, защитная гильза и др. - имеют схожий характер износа с аналогичными элементами конструкций газосепараторов, которые работали в скважинных условиях (рис. 6). Следовательно, можно сделать заключение о том, что стендовые исследования по разработанной методике дают возможность смоделировать работу того или
WWW.NEFTEGAS.INFO
О Арма™
Элементы трубопровода
Все для надежного соединения
ww.arma-ipb.ru
Изготовление деталей трубопровода
Плоские приварные фланцы
Воротниковые приварные фланцы
Фланцы свободные на приварном кольце
Прижимные фланцы для соединения пластиковых труб ПНД и ПВХ
Нестандартные фланцы изготовление по чертежам заказчиков
Фланцевые заглушки АТК
Поворотные заглушки
Изготовление крепежа
Шпильки, болты, и т. д. Анкерные болты
Закладные детали
Металлоконструкции
Фермы, стойки и т. д.
Винтовые сваи
195248, Санкт-Петербург Уманский пер., 71 +7 (812)448 19 82 +7 (812)448 19 83
Рис. 6. Характер износа кавернообразующего колеса газосепарторов: а) в промысловых условиях, б) в лабораторных условиях
иного серийного газосепаратора в реальных промысловых условиях. Исследуемые газосепараторы с принципом суперкавитации, как показали результаты испытаний, имеют схожий характер износа в конструктивной связке: шнек - кавернообразующее колесо - начальный участок сепарационных барабанов.
Характер износа защитных гильз у всех изученных газосепараторов практически одинаковый: в области расположения шнека и кавернообразующего колеса износ происходит за счет интенсивного воздействия гидроабразивного потока, воздействие которого значительно уменьшается с переходом в область сепарационных барабанов. Для повышения надежности газосепараторов и насосных установок в целом необходимо, во-первых, усилить защиту корпуса от разрезания (использовать новые технологии при проектировании и изготовлении защитных гильз и проточных частей), во-вторых, необходимо осуществлять более качественный подбор газосепараторов к скважинам. Использование в промышленности результатов проведенных экспериментов поможет улучшить конструкции выпускаемых газосепараторов в области устойчивости гидроабразивному износу, что, в свою очередь, позволит снизить затраты на эксплуатацию добывающих скважин, избежать аварийных ситуаций (падения насосных установок на забой по причине «перерезания» корпуса газосепаратора) и последующих за ними дорогостоящих и долговременных ремонтов, связанных с ловильными работами.
Литература:
1. Министерство топлива и энергетики РФ «Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России».
2. Богданов А.А., Ратов А.М. Перспективы использования погружных электронасосов со сдвоенными одновинтовыми роторами для добычи нефти высокой вязкости и с большим газосодержанием // Машины и нефтяное оборудование, 1977, №2, с. 8.
3. Брот Р.А., Султанов Б.З., Идиятуллин Р.М., Матяш С.Е. Испытание винтовых насосов с поверхностным приводом// Нефтяное хозяйство, 1992, №7, с. 36.
4. Рязанцев В.М. Характеристики винтовых насосов с винтами различного профиля // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1998, №2, с. 22.
5. Балденко Ф.Д., Дроздов А. Н., Ламбин Д. Н. Исследование влияния свободного газа на характеристики одновинтового насоса // Учебно-методическое пособие к лабораторным работам для магистрантов... - М., 2002.
6. Сравнительные испытания на износоустойчивость отечественных центробежных газосепараторов/ Д.Н. Ламбин, С.В. Свидерский // Нефть, газ и бизнес, 2010, №4, с. 78.
Ключевые слова: осложняющие факторы, свободный газ, механические примеси, газосепаратор, одновинтовой насос.
А
АРМ ГАРАНТ
Электроприводы ЭВИМТА
для задвижек Ду 50 - 1200 мм
Пневмоприводы
ПСДС для шаровых кранов Ду 300 -1000 мм
Монтажные, пусконаладочные, ремонтные работы
на объектах нефтегазового комплекса
450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 35 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 e-mail: armgarant@ufamail.ru www.armgarant.ru
