Установки погружных насосов с газосепараторами для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором
А.Н. Дроздов, член-корреспондент РАЕН, д-р технич. наук, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, лауреат премии правительства России в области науки и техники, лауреат Губкинской премии; А.В. Деньгаев, младший научный сотрудник РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, лауреат Губкинской премии; В.С. Вербицкий, мл. научный сотрудник РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, к.т.н. лауреат Губкинской премии.
Основной способ добычи нефти в России – эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН). Ими сейчас поднимается на поверхность около 70 % всей нефти в нашей стране. Около 60 000 скважин в России оборудовано погружными насосами (во всём мире – 90 000 скважин), т.е. практически две трети общемирового фонда электронасосных скважин сосредоточено у нас. За последние двадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность с помощью ЭЦН, в нашей стране возросла более чем вдвое. Эта тенденция, несомненно, сохранится и в будущем. Установками ЭЦН (УЭЦН) уже сейчас добывается от 80 до 98 % всей нефти в ведущих компаниях Западной Сибири. Однако следует отметить, что на многих месторождениях работа серийных установок ЭЦН сталкивается с большими трудностями. Одним из основных осложняющих факторов при насосной эксплуатации скважин является высокое содержание свободного газа в откачиваемой продукции на приеме насоса. В настоящее время из всех методовборьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦН наибольшее распространение получило применение газосепараторов. В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина более четверти века ведутся научно-исследовательские работы по созданию, исследованию и внедрению эффективных центробежных газосепараторов к УЭЦН. Созданы сепараторы, выпускаемые серийно десятками тысяч штук ( в частности МН-ГСЛ по патенту РФ № 2027912 ), которые эксплуатируются в скважинах различных нефтедобывающих районов – от Белоруссии до Сахалина. В связи с появлением на рынке нефтегазового оборудования газосепараторов иных конструкций, как отечественных, так и зарубежных производителей, остро встал вопрос определения характеристик различных сепараторов при высоких входных газосодержаниях.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина имеется уникальный стенд (патент РФ № 2075656), позволяющий проводить сравнительные испытания газосепараторов в условиях моделирования самых жёстких скважинных параметров по степени газоотделения. За последние годы совместно с ОАО «ОКБ БН - КОННАС» и ЗАО «НовометПермь» разработано несколько более эффективных конструкций сепараторов габаритов 4, 5 и 5А, а совместно с ОАО «АЛНАС» – газосепаратор к УЭЦН группы 8 на номинальную подачу жидкости 2000 м3/сут. Отличительными особенностями новых технических решений являются оригинальные конструкции кавернообразующих колес, оптимальное расположение их лопаток относительно ребер сепарационного барабана и др. Снабжение газосепараторов ГДН5 и ГДН5А эффективными диспергаторами существенно расширяет функциональные возможности установок и область их применения.
В качестве пенообразующего ПАВ использовали дисолван 4411, объемная концентрация которого в жидкости составляла 0,05 %. Смесь готовили с помощью эжектора. Такая смесь обеспечивает моделирование самых жестких условий нефтяных скважин. Экспериментальные исследования показали, что разработанные устройства имеют лучшие характеристики по сравнению с известными техническими решениями при сопоставимых поперечных габаритах, а сепаратор МН-ГСИ4 малого габарита имеет практически одинаковую эффективность с газосепаратором МН-ГСЛ5 большего диаметра. газосепараторы и газосепараторы-диспергаторы групп 4 – 5А выпускаются серийно в ЗАО «НовометПермь» и ОАО «ОКБ БН - КОННАС». Они эффективно эксплуатируются с установками погружных насосов в самых тяжелых условиях, в том числе при высоком газовом факторе на нефтегазоконденсатных месторождениях Оренбургской области в составе погружных насосно-эжекторных систем / 2, 3 /.
Большие значения подачи по жидкости обусловили необходимость нового, нестандартного подхода к проектированию этого сепаратора и его основных узлов – кавернообразующего колеса, шнека и диспергатора. Стендовые испытания в ОАО «ОКБ БН - КОННАС» на смеси «вода-газ» показали высокую эффективность разработанного устройства. Отметим, что газосепаратор к УЭЦН габарита 8 создан впервые в мировой практике. Поэтому для сравнения на графике представлена характеристика наиболее близкого по габариту сепаратора KGV группы 7 из каталога фирмы ODI (США). Помимо газосепараторов и диспергаторов, в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина исследуются специальные конструкции ступеней при откачке газожидкостных смесей. Стендовые испытания показали, что центробежно-вихревые насосные ступени производства ЗАО «Новомет-Пермь» лучше работают при наличии свободного газа в жидкости по сравнению с центробежными ступенями, открыто-лопастные – испытывают меньшее влияние свободного газа по сравнению с центробежными и центробежно-вихревыми ступенями, а центробежно-осевые (ЗАО «НовометПермь») – не срывают подачу на газожидкостной смеси.
Весьма перспективным является использование погружных насосов с эффективными газосепараторами не только в нефтедобыче, но и для эксплуатации обводнившихся газовых скважин, а также при добыче метана из угольных пластов с удалением воды. Серьезность проблемы добычи газа в этих условиях, острая актуальность и большое практическое значение данных вопросов отмечались на конференциях «Механизированная добыча – 2005» в Москве и “ESP Workshop– 2005” в Техасе. В докладе А. Г. Шуэра / 4 / показано, что одной из основных проблем при эксплуатации газовых скважин является их обводнение. Так, в настоящее время на Оренбургском месторождении в зоне установки комплексной подготовки газа УКПГ-6 с водой работают 76 % скважин действующего фонда, на УКПГ-12 воду выносят 55 % добывающих скважин, на УКПГ-7 – 50%. На обводненные скважины приходится 24% остаточных дренируемых запасов газа Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Работы по изоляции водопритоков, применение ПАВ для выноса жидкости, замена НКТ на меньший диаметр оказались неэффективными. Поэтому наиболее перспективными для эксплуатации обводненных газовых скважин являются способы, в основе которых лежит механизированная добыча жидкости погружными насосными установками по отдельному лифту, так как при этом на подъем жидкости не расходуется пластовая энергия / 4 /. Газожидкостная смесь, поступающая из пласта, идет на прием газосепаратора, который отделяет свободный газ и сбрасывает его в затрубное пространство. Вода с жидким газовым конденсатом откачивается погружным насосом по НКТ на поверхность. Газ добывается при этом по затрубному пространству скважины. Следует отметить, что американская фирма «РЭДА» уже имеет успешный опыт реанимации безнадежно обводнившихся, намеченных под ликвидацию газовых скважин установками ЭЦН с газосепараторами и диспергаторами. В России, к сожалению, подобная технология пока еще не применятся в газовых скважинах, хотя все необходимое для этого оборудование выпускается серийно отечественными заводами. Большое значение в США придается также добыче метана с удалением воды из угольных пластов. Как отмечается в работе / 5 /, наиболее эффективный вариант решения – использование погружных насосных установок, причем они уже сейчас довольно успешно работают в скважинах на месторождениях каменного угля в Америке. Планируется, что в 2005 году в США добыча метана из угольных пластов составит 12 % от общей добычи газа в этой стране. Схема реализации технологии добычи метана из обводненных угольных пластов с использованием погружных насосов представлена на рис. 6. Как и в случае эксплуатации газовой скважины, подъем жидкости ведется погружным насосом, а газосепаратор направляет метан в затрубное пространство скважины, по которому осуществляется добыча газа. Таким образом, для скважинной добычи метана используется практически то же самое оборудование, что и для эксплуатации нефтяных скважин с высоким газовым фактором, оборудование, уже разработанное отечественной наукой и серийно выпускаемое российскими предприятиями для нефтяников. Приходится с большим сожалением констатировать, что в России, обладающей гигантскими запасами сосредоточенного в каменноугольных пластах метана, добыча его, в отличие от США, сейчас практически не ведется.
ВЫВОДЫ.
В настоящее время разработаны, выпускаются серийно отечественными машиностроительными заводами и широко применяются на промыслах России эффективные Газосепараторы различных типоразмеров к УЭЦН, позволяющие успешно работать погружным насосам в нефтяных скважинах при высоком газовом факторе.
Актуальными, имеющими большое практическое значение являются проблемы механизированной скважинной добычи газа из обводненных газовых месторождений и угольных пластов. Накопленный в настоящее время опыт дает возможность успешно применить для решения этих проблем в газовой промышленности технические решения, разработанные для эксплуатации погружными насосами нефтяных скважин с высоким газосодержанием.
ЛИТЕРАТУРА
1. Деньгаев А.В., Дроздов А.Н., Вербицкий В. С. Испытания газосепараторов габарита 5А к центробежным электронасосам. - Нефтяное хозяйство, 2004, № 6, с. 96-99
2. Equipment for producing oil with high free gas content and its field study / Ageev Sh.R., Berman A.V., Djalaev A.M., Drozdov A.N., Kan A.G., MaslovV.N., Osipov M.L., Perelman M.O., Khafizov F.F. – 2005 ESP WORKSHOP, The Woodlands, Texas, April 25-29, 2005.
3. Погружные насосы и насосно-эжекторные системы – новые возможности в нефтегазодобыче, нефтеотдаче и нефтегазосборе / ДроздовА.Н., Вербицкий В. С., Деньгаев u1040 А.В. и др. - Вестник НК «ЮКОС», 2004, № 10, с. 3-9.
4. Шуэр А.Г. Механизированная добыча жидкости из работающих обводненных газовых скважин. - Доклад на 2-ой международной практической конференции «Механизированная добыча – 2005». М.: Нефтегазовая вертикаль, 2005 г.
5. 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.