CC BY
14УДК 622.323 ISBN 5-7246-0216-4
д.А. Широков, ОАО «Газпром промгаз», e-mail: D.Shirokov@promgaz.ru
выбор подземного оборудования и его рациональной компоновки в наклонно-направленных скважинах по добыче метана из угольных пластов
При добыче метана из угольных пластов главным препятствием выхода газа из пластов является пластовая вода. Для откачки пластовой воды из наклонно-направленных скважин, построенных на перспективных площадях в Кузбассе, могут быть использованы различные типы установок скважинных насосов, в т.ч. штанговые насосы (плунжерные и винтовые) и электроприводные (ЭЦН и ЭВН).
Выбор типа насоса для конкретной наклонно-направленной скважины предопределяется, в первую очередь, ожидаемыми притоками воды и необходимым напором, а также зависит от конструкции скважины (радиус кривизны, диаметр эксплуатационной колонны) и параметров откачиваемого флюида (содержание абразивных частиц, содержание газа на приеме насоса и т.д.). Все эти факторы должны быть проанализированы и оценены не только с технологической, но и с технико-экономической точки зрения. Выбор типоразмеров погружных насосов для оснащения экспериментальных скважин в Кемеровской области на Талдинском угольном месторождении определялся исходя из следующих условий:
1. максимальная глубина скважин до 1200 м;
2. наружный диаметр эксплуатационной колонны - 140-146 мм, толщина стенки - 7,7-8,5 мм;
3. предполагаемые дебиты (по пластовой воде) от 10-12 м3/сут до 30-40 м3/сут.
параметры
откачиваемой жидкости:
1.слабоминерализованная пластовая вода с незначительным содержанием растворённого газа (преимущественно метана);
2. содержание твёрдых частиц - до 10% (по объему);
3. содержание агрессивных примесей (С02, Н^) - отсутствуют;
4. пластовая температура - до 500С. Как показал опыт работ на первых экспериментальных скважинах, выбор параметров винтового насоса для конкретной скважины должен производиться на основании исследований по определению истинных водопритоков после проведения дополнительной стимуляции угольных пластов. В процессе проведения эксперимента установлено, что предварительное определение ин-
тенсивности водопритоков в скважинах является ориентировочной величиной. Кроме того,интенсивность водопри-тока с течением времени изменяется. Так, например, в скважине УМ-1.1 в начале откачки водоприток составлял 25-30 м3/сутки, а через год эксплуатации - всего 3,5-4,5 м3/сутки. В скважине УМ-5.2 расчетная величина водоприто-ка составляла 100 м3/сут, а в действительности величина водопритока составила более 200 м3/сут. В связи с этим рекомендуется при освоении и вводе в эксплуатацию метаноугольных скважин иметь необходимый размерный ряд насосов. При этом следует иметь в виду, что при работе в условиях повышенного трения и присутствия механических примесей происходит абразивный износ ротора и статора(плунжера и цилиндра), скорость которого зависит как от количества и свойств мехпри-месей в откачиваемой воде, так и от частоты вращения насоса (скорости скольжения трущихся элементов). При
Таблица 1. Сравнительная характеристика скважинных установок для откачки жидкости из скважин по добыче метана из угольных пластов [1,2]
УЭЦН
1- "к то ^ то ч о с Максималь-ный напор (м) D тлп эксплуатаци-онной колонны (мм) D насосной установки (мм) Максимально допустимое содержание газа на приеме (г/л) Максимальное содержание абразивных частиц на приеме (г/л) (технически возможное) Максимальный угол набора кривизны на 10 метров (технически возможный) Наработка на отказ в сутках (средние значения по условиям добычи нефти в РФ) Приблизительная цена Максимальный КПД насоса
до 50 3000 140 101,6 0,01 0,1 2 360 1,5 млн. 43
до 100 3000 146 113 0,01 0,1 2 360 4 млн. 61
до 250 3000 146 117 0,01 0,1 2 360 5 млн. 63
до 500 1425 168 123 0,01 0,1 2 360 6 млн. 60
до 1000 1000 168 130 0,01 0,1 2 360 7 млн. 60
УЭВН
до 50 1800 140 101,6 1 1 3 280 2 млн. 70
до 100 1700 146 113 1 1 3 280 4 млн. 70
до 200 1200 146 117 1 1 3 280 4 млн. 70
ШВНУ
до 50 1200 146 117 1 10 3 540 2 млн. 70
до 100 1200 146 117 1 10 3 540 2,5 млн. 70
до 250 1000 168 117 1 10 3 540 3 млн. 70
до 500 900 168 117 1 10 3 540 4 млн. 70
СШНУ
до 50 1200 140 113 10 1,5 2 720 3 млн. 37
до 100 1000 146 113 10 1,5 2 720 4 млн. 37
УГПН
до 150 200-1400 146-168 98-135 20 20 3 Н.д. Нет данных 10-20
СНУ
301200 250-1500 140-168 107-132 20 20. 5 180 3-5 млн. 5-10
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ добыча \\ 25
Таблица 2. Применение насосного оборудования в соответствии с разработанной в ОАО «Газпром промгаз» типизацией метаноугольных месторождений Кузбасса [3]
типы НАСОСОВ
Типы месторождений УЭЦН УЭВН ШВНУ СШНУ угпн СНУ
1 тип: Синклинальная и антиклинальная структура, либо крыло моноклинали с пологими углами падения до 30-350. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5 м). В разрезе угленосных отложений от 2 до 4 групп продуктивных угольных пластов. Рекомендуется применение на всех типах месторождений на этапе промышленной эксплуатации при дебитах воды свыше 50 м3/сут. Рекомендуется применение в вертикальных и наклонно-направленных скважинах на этапах освоения и промышленной эксплуатации скважин при дебитах воды от 10 до 150 м3/сут. Рекомендуется применение в вертикальных и наклонно-направленных скважинах с интенсивностью набора кривизны не более 20 на 10 м на этапе промышленной эксплуатации скважин при дебитах воды от 50 до 200 м3/сут.
2 тип: Синклинальная и антиклинальная структура, либо крыло моноклинали с углами падения пластов до 30-350. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5 м), а также пласты мощностью 3,5-10,0 м и более. В разрезе угленосных отложений от 2 до 4 групп продуктивных угольных пластов. Рекомендуется применение в наклонно-направленных и горизонтальных (пластовых) скважинах на этапах освоения и промышленной эксплуатации скважин при деби-тах воды свыше 150 м3/сут. Рекомендуется применение в наклонно-направленных и горизонтальных (пластовых) скважинах на этапе освоения и исследования скважин при дебитах воды свыше 150 м3/сут, а также при интенсификации притока на всех типах месторождений
3 тип: Крутые углы падения (более 350) в крыльях структур. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5 м). В разрезе угленосных отложений от 2 до 4 групп продуктивных угольных пластов.
4 тип: Крутые углы падения (более 350) в крыльях структур. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5 м), а также пласты мощностью 3,5-10,0 м и более. В разрезе угленосных отложений от 2 до 4 групп продуктивных угольных пластов. Рекомендуется применение в наклонно-направленных и горизонтальных (пластовых) скважинах на этапах освоения и промышленной эксплуатации скважин при деби-тах воды свыше 150 м3/сут. Рекомендуется применение в наклонно-направленных и горизонтальных (пластовых) скважинах на этапах освоения и промышленной эксплуатации скважин при дебитах воды свыше 150 м3/сут.
прочих равных условиях износ пары ротор-статор происходит интенсивнее при увеличении частоты вращения. В связи с этим, при выборе винтовых насосов для освоения и вывода на режим углеметановых скважин необходимо применять модели, производительность которых при частоте вращения 100-150 об/минуту позволит гарантированно в течение длительного времени понижать динамический уровень воды в скважине.
Вместе с тем, необходимо отметить, что большое значение для эффективной работы имеет выбор расположения приёмов винтовых насосов относительно зон перфораций на различных этапах освоения скважин. Кроме того, на основании результатов экспериментальных работ, можно утверждать, что при выборе положения приёма насоса необходимо учитывать размер отстойника(зумпфа скважины). Он должен быть не менее 30-40 м для дебитов воды до 20 м3/сут и 50-60 м для дебитов свыше 20 м3/сут. При эксплуатации уровень воды должен находиться несколько ниже последней
(нижней) зоны перфорации (не менее 5 метров) и не доходить до приёма насоса, как минимум, на 30 м. Таким образом, размер отстойника должен быть, как минимум, 65-95 м. Таким образом, исходя из опыта эксплуатации экспериментальных скважин, могут быть обоснованны основные параметры,предопределяющие выбор подземного оборудования для наклонно-направленных скважин по добычи метана из угольных пластов, строящихся на перспективных площадях Кузбасса. В качестве основных исходных данных следует ориентироваться на следующие показатели:
1. глубина скважины не превышает 1300 м, а длина ствола не более 2000 м;
2. производительность скважины по пластовой воде изменяется в диапазоне от 10 до 200 м3/сут;
3. содержание механических примесей в пластовой воде, откачиваемой из ствола скважины, на различных этапах освоения и эксплуатации скважины уменьшается с единиц и десятков г/л до значения порядка 0,1 г/л;
4. пластовая вода не содержит агрессивных примесей, кроме СО2, содержание которого не превышает 1%.
При выборе подземного оборудования для скважин с горизонтальным окончанием (пластовые скважины) необходимо учитывать, что подземное оборудование размещается, как правило, в вертикальной, либо наклонной части ствола скважины.
В таблице 1 приведены сравнительные характеристики скважинных установок, применение которых рекомендуется для откачки жидкости из скважин по добыче метана из угольных пластов.
• УЭЦН в настоящее время имеют наибольшее распространение среди установок для откачки жидкости из нефтяных скважин. УЭЦН не требуют сложного и дорогого наземного оборудования. Наземное оборудование не требует постоянного обслуживания, имеет малую массу и возможность быстрого перемещения от одного объекта к другому.
Разработка, поставка, ввод в эксплуатацию:
• 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 (коммерческие и оперативные) нефти, нефтепродуктов, газа и воды
■ Противопожарное оборудование
■ Котельное оборудование
• Запорная и трубопроводная арматура
Предоставляемые услуги:
> Монтаж, пуско-наладка
■ Гарантийное и послегарантийное обслуживание
• Модернизация АГЗУ
> Техническое обслуживание
• Обработка призабойной зоны скважины бинарными смесями при помощи БДР-М
• Замер дебита скважин и расчет газового фактора месторождений при помощи ЛПИ ■АСУТП
Инженерно-строительные изыскания Проектные работы Экологические работы
www.ozna.ru
Современные станции управления УЭЦН позволяют не только проводить диагностику состояния системы «пласт -скважина - насосная установка», но и адаптировать характеристику УЭЦН к изменяющейся обстановке. УЭЦН может использоваться в вертикальных, в наклонно-направленных, искривленных и горизонтальных скважинах. Ограничением использования УЭЦН в искривленных скважинах может служить максимальная деформация установки при перемещении насоса в скважине с высоким темпом набора кривизны. По техническим условиям фирм-производителей УЭЦН максимальный темп набора кривизны в месте размещения оборудования не должен превышать 2 градуса на 10 м, однако расчеты показывают, что при определенных соотношениях между диаметральными и осевыми размерами эксплуатационной колонны и УЭЦН темп набора кривизны, при котором оборудование будет надежно и эффективно работать, может составлять до 3 градусов на 10 м проходки. Установки ЭЦН при дебитах свыше 200 м3/сутки имеют высокий КПД (до 60%), что обеспечивает минимальные эксплуатационные затраты. При низких дебитах (порядка 50 м3/сут) КПД снижается (до 43% и менее). Одним из основных недостатков УЭЦН является ограниченный диапазон частотного регулирования, что осложняет применение этих установок при освоении и выводе скважин для добычи метана на режим эксплуатации. Фирмы-изготовители поставляют УЭЦН комплектно, что повышает их надежность и эффективность. Основные фирмы-производители УЭЦН имеют мощные сервисные центры, которые обеспечивают поставку, внедрение, вывод на режим, обслуживание, гарантийный и послегарантийный ремонт оборудования.
Возможное применение УЭЦН в соответствие с разработанной ОАО «Газпром промгаз» типизацией метаноугольных месторождений Кузбасса, рассмотренной в статье [3] представлено в таблице 2.
• Винтовые насосы (УЭВН и ШВНУ)
являются наиболее универсальными для условий метаноугольных место-
рождений. Они могут эффективно использоваться в вертикальных и наклонно-направленных скважинах для извлечения воды на всех этапах, включая: освоение, пробную добычу и эксплуатацию скважин. Их использование допускается при температуре пластовой воды до 700С, содержании механических примесей (угольной пыли, песка, окалины и т.д.) до 10 г/л, содержании свободного газа до 50%. КПД винтовых насосов может достигать 70%. Следует отметить, что осложняющими факторами добычи метана (особенно на этапе освоения скважин) является наличие в откачиваемой жидкости абразивных частиц, а также повышенное газосодержание пластовой жидкости. В данных условиях можно эффективно применять винтовые насосы, так как наличие до 50% свободного газа на приеме насоса практически не вызывает снижения его рабочих характеристик.
к преимуществам использования винтовых насосов в наклонно-направленных скважинах относятся:
1. угол наклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры;
2. винтовые насосы при равной с УЭЦН подаче имеют меньшую длину, что облегчает их прохождение по скважинам с большей интенсивностью искривления;
3. винтовые насосы имеют широкий диапазон регулирования подачи без снижения КПД, что особенно важно на этапе освоения скважин;
4. установки ЭВН устойчивы к наличию абразивных частиц и высокому газосодержанию.
Возможное применение УЭВН и ШВНУ в соответствии с разработанной ОАО «Газпром промгаз» типизацией метаноугольных месторождений Кузбасса, рассмотренной в статье [3], представлено в таблице 2.
• скважинные штанговые насосные установки (сШНУ) могут успешно применяться для откачки пластовой воды из вертикальных, искривленных и наклонно-направленных скважин при следующих условиях:
1. угол отклонения оси скважины от вертикали в месте установки штангового насоса - не более 400;
2. темп набора кривизны по длине скважины - не более 20 на 10 м проходки;
3. количество механических примесей в откачиваемой воде - не более 1,5 г/л;
4. максимальный дебит по жидкости при глубине подвески насоса в 1000 м составляет: для механического средне-ходового привода - до 100 м3/сутки, для длинноходового привода мачтового типа или цепного привода - до 300 м3/с;
5. температура пластовой воды - до 1300С.
Для увеличения эффективности работы скважинных штанговых насосных установок рекомендуется использовать не плунжерные, а поршневые штанговые насосы.
Для увеличения сроков службы штанговых колонн рекомендуется использовать даже в вертикальных скважинах штанговые центраторы скольжения или качения.
Для обеспечения больших дебитов (свыше 100 м3/сутки) рекомендуется применять непрерывные канатные штанги в сочетании с длинноходовыми механическими приводами и длинно ходовыми поршневыми насосами. Возможное применение СШНУ в соответствии с разработанной ОАО «Газпром промгаз» типизацией метаноугольных месторождений Кузбасса, рассмотренной в статье [3], представлено в таблице 2.
• Гидроприводные насосные установки (УГПН). Применение этих насосов не требует механических энер-гопередающих связей (штанг, канатов, кабелей и т.п.) и позволяет эксплуатировать скважины любой кривизны. Как и любой объемный гидропривод, скважинные гидропоршневые насосные установки позволяют достаточно легко регулировать величину отбора жидкости и рабочего давления, создавать общий гидропривод для нескольких скважин.
Кроме указанных преимуществ к числу достоинств УГПН можно отнести возможность использования насосных
агрегатов свободно-сбрасываемого типа, транспортируемых (возможно совместно с глубинными контрольно-измерительными приборами)потоком рабочей жидкости без использования специальных агрегатов подземного ремонта скважин (ПРС). К основным недостаткам УГПН обычно относится сложность конструкций, высокая стоимость наземного и скважин-ного оборудования, невысокий КПД, проблемы откачки пластовой жидкости со свободным газом из-за значительного объема мертвого пространства насосного агрегата. Возможное применение УГПН в соответствии с разработанной ОАО «Газпром промгаз» типизацией метаноугольных месторождений Кузбасса, рассмотренной в статье [3] представлено в таблице 2.
• Струйные насосные установки (СНУ) могут применяться при освоении скважин по окончании бурения, при очистке ПЗП добывающих и нагнетательных скважин, а также при комплексном применении метода создания циклических депрессий - репрессий в сочетании с другими методами воздействия на пласт.
Применение струйных насосов наиболее рационально в наклоннонаправ-ленных скважинах и горизонтальных (пластовых) скважинах с высоким газовым фактором и со значительным содержанием в продукции коррозионно-активных веществ и механических примесей, при средней глубине динамического уровня (до 1500 м) и из скважин со средними и высокими де-битами.
Сложность наземного оборудования и низкий общий КПД струйных установок (не более 5-10%) требуют значительных капитальных и эксплуатационных
затрат при откачке пластовой воды из скважин для добычи метана. Возможное применение СНУ в соответствии с разработанной ОАО «Газпром промгаз» типизацией метаноугольных месторождений Кузбасса, рассмотренной в статье [3], представлено в таблице 2.
ПРИ принятии РЕШЕНИЯ ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ УГПН И СНУ НЕОБХОДИМО УЧИТЫВАТЬ:
1. большую массу оборудования, большую занимаемую площадь, высокую стоимость и большие затраты на эксплуатацию наземного оборудования;
2. необходимость постоянной подачи в рабочую жидкость химических добавок для обеспечения её незамерзания в зимний период, для устранения возможности образования гидратных пробок, для обеспечения смазывающей способности при использовании гидропоршневых насосных агрегатов;
3. достаточно низкий общий КПД гидроприводных насосных установок, особенно при использовании струйных скважинных насосов, который может опускаться до 5-7% и ниже. (КПД приводного электродвигателя - 0,85; КПД силового наземного насоса - 0,75; КПД системы подготовки рабочей жидкости -0,9; КПД циркуляционной системы -0,9; КПД струйного насоса - 0,2. При этом максимальный общий КПД =
0.85 х 0,75 х 0,9 х 0,9 х 0,2 = 0,1033).
ИЗ ПЕРЕЧИСЛЕННОГО ВЫШЕ МОЖНО СДЕЛАТЬ СЛЕДУЮЩИЕ ВЫВОдЫ:
1. для извлечения пластовой воды из вертикальных и наклонно-направленных скважин для добычи метана с глубинами до 1300 м наиболее подходят по технико-экономическим показателям шесть видов скважинного насосного оборудования:
• установка электроприводного центробежного насоса (УЭЦН);
• установка электроприводного винтового насоса (УЭВН);
• скважинные штанговые насосные установки (СШНУ);
• установка винтового штангового насоса (ВШНУ);
Гидроприводная насосная установка (УГПН);
• струйная насосная установка (СНУ);
2. все указанные установки отличаются, в первую очередь, наличием или отсутствием сложного наземного оборудования, требующего постоянного обслуживания. При необходимости уменьшения затрат на обслуживание наземного оборудования предпочтительнее выглядят УЭЦН и УЭВН, однако их подземный ремонт и обслуживание погружного агрегата и кабеля требуют создания соответствующей инфраструктуры. Использование установок с поверхностным приводом (УШВН и СШНУ) приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обслуживание, но снижает затраты на проведение подземных ремонтов и ремонтные работы, связанные с погружным оборудованием;
3. определение конкретных типоразмеров наземного и скважинного оборудования для откачки пластовой воды из скважин для добычи метана из угольных пластов, для соответствующих условий эксплуатации рекомендуется проводить с помощью специальных программ подбора и оптимизации работы оборудования. Применение таких программы обеспечит наиболее точный подбор оборудования, его рабочих параметров и снижение издержек, связанных с капитальными и эксплуатационными затратами.
Литература:
1. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Учебное пособие для вузов «Оборудование для добычи нефти и газа». М.: Нефть и газ, 2002. Часть I.
2. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Учебное пособие для вузов «Оборудование для добычи нефти и газа». М.: Нефть и газ, 2003. Часть II.
3. В.Т. Хрюкин, Н.М. Сторонский, А.Н. Васильев, А.В. Кирильченко, Е.В. Швачко, Н.С. Малинина, Д.В. Митронов «Типизация метаноугольных месторождений (на примере Кузбасса) с оценкой возможности применения различных технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов», Наука и техника в газовой промышленности, 2009, № 3, с. 22-30.
Ключевые слова: метан, добыча, угольный пласт, наклонно-направленная скважина, подземное оборудование
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ добыча \\ 29
