Погружные УЭЦН нового поколения для эксплуатации малодебитных и бездействующих скважин с высоким содержанием свободного газа и механических примесей

16.06.2018



Погружные УЭЦН нового поколения для эксплуатации малодебитных и бездействующих скважин с высоким содержанием свободного газа и механических примесей

А.В. Трулев, канд. техн. наук, А.А. Сабиров ( ЗАО «Римера», г. Москва, Россия). E-mail: aleksey.trulev@rimera.com

В.С. Вербицкий, канд. техн. наук (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, Россия)

С.Ф. Тимушев, д-р техн. наук (Московский авиационный институт, Россия)

 

В последние годы наметилась устойчивая тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской Федерации - залежи с благоприятными геолого-промысловыми параметрами вступают в позднюю стадию разработки, увеличивается относительная доля добычи нефти из малодебитных скважин с трудно извлекаемыми запасами.

Активно ведутся работы по интенсификации притока из призабойной зоны и увеличению отборов нефти, в результате чего большинство скважин было переведено на режимы эксплуатации с забойными давлениями 3–5 МПа. Но темпы роста показателя средней наработки оборудования на отказ начали снижаться, и стало понятно, что на большей части скважин ЭЦН с применяемой группой износостойкости уже не могут обеспечить дальнейший значительный рост показателя наработки на отказ, поскольку не соответствуют изменившимся условиям эксплуатации [1]. Серийное погружное насосное оборудование для эксплуатации скважин зачастую неспособно работать в таких сложных условиях.

Доля малодебитных скважин в РФ составляет около 30-40%, и большинство из них имеют осложняющие факторы: высокое содержание свободного газа, механических примесей, коррозия, солеотложение.  Острой проблемой является внедрение эффективной технологии их эксплуатации со средней наработкой не менее 600 суток [3].

В соответствии с этим, становится актуальной задача разработки, исследования и опытно-промышленного внедрения инновационных технологий добычи нефти в осложненных условиях с применением погружных насосных систем. Необходимо новое комплектное оборудование с особой конструкцией ступеней, насоса и других элементов установки.

Новое оборудование

Новая концептуальная разработка ГК «Римера» и специалистов РГУ нефти и газа им. Губкина в рамках проекта «Белая скважина» соответствует всем необходимым условиям. Конструкторские особенности и изменения затрагивают разные элементы установки электроцентробежных насосов для нефтедобычи.

Одна из особенностей нового электроцентробежного насоса - рабочие колеса с особым дополнительным лопаточным венцом. Он позволяет оптимизировать действующую на рабочее колесо осевую силу, уменьшая ее почти в три раза. За счет сочетания ячеек и каналов в дополнительном лопаточном венце происходит эффективное диспергирование газожидкостной смеси, поэтому допустимое содержание свободного газа увеличено на 10%.

Вторая особенность – ступени из литого нирезиста. Эти ступени по совокупности характеристик коррозионной стойкости и износостойкости превосходят порошковую сталь. Испытания материалов в абразивной среде показали, что при воздействии на поверхность только абразива, скорость изнашивания образцов материалов имеет близкие значения. Скорость изнашивания увеличилась почти в три раза для образца направляющего аппарата из ЖГР, который предварительно испытывали в коррозионно-активной среде. То есть, если рабочие органы предварительно подвергались воздействию раствора кислоты, их износостойкость в абразивной среде снижается. Добавление в модельную жидкость 1,5%-ной соляной кислоты многократно увеличивает скорость изнашивания материалов. В этом случае полностью проявляются преимущества нирезиста как материала более стойкого к воздействию «промывов» [4]. Во многих скважинах имеется осложнение по коррозии. Согласно единым техническим требованиям нефтяной компании Роснефть (ЕТТ 6), не допускается использовать для оборудования абразивостойкого исполнения (группы Н3) насосы со ступенями из порошковых сталей.

Также была усовершенствована конструкция радиально-стабилизированного насоса с компрессионной схемой сборки, которые серийно производит завод «Алнас». Они имеют высокий эксплуатационный ресурс и могут непрерывно работать от трех до пяти лет без демонтажа, благодаря чему значительно снижаются затраты на обслуживание. В среднем, по сравнению с традиционным оборудованием, наработка нового оборудования производства завода «Алнас» увеличивается более чем в три раза. А КПД у компрессионных насосов может быть на 10‑15% выше, чем у погружных ЭЦН в традиционном исполнении [2].

Сборка такого компрессионного насоса предельно упрощена - исключена сложная операция шимсования, когда между валами устанавливаются пластины. Для точного выставления валов используется приспособление, которое исключает необходимость использования мерительного инструмента и субъективные ошибки. В дополнение к этому специалисты ЦИиРа ГК «Римера» разработали ступень 5-го габарита с оптимальной подачей 20 с шириной каналов проточной части, как у ступени производительностью 125 м3/сут.

***

  К новым элементам насосной установки для эффективной работы на малых расходах также относятся газосепараторы со сменными шнеками и мультифазные модули с новой концепцией работы.

Газосепаратор считается ненадежным элементом насосной установки из-за гидроабразивного перерезания корпуса из-за возникающих обратных токов, если подача насоса более чем в два раза меньше расчетной подачи газосепаратора и оптимальной подачи шнека, установленного на входе [5]. Обратные токи являются ловушкой для механических примесей – их концентрация быстро возрастает, и вращающееся абразивное кольцо может перерезать корпус и другие элементы газосепаратора.

Традиционно эти проблемы пытаются решить уменьшением угла лопастей на входе в шнек, но это излишне увеличивает диффузорность проточной части и снижает эффективность работы шнека [5]. Совместно со специалистами РГУ НГ Центром исследований и разработок ГК «Римера» разработаны вихревые и центробежные газосепараторы со сменными элементами проточной части на диапазоны подач до 50, 100, 250 м3/сут. Было предложено уменьшить у них диаметр шнека, сохранив оптимальную проточную часть, углы на входе и номенклатуру комплектующих деталей.

Помимо этого, было решено разделить подводящую часть газосепаратора с осевой ступенью и сепарационную камеру специальной конусной гильзой. В сепарационной камере происходит процесс разделения, а на периферии образуется вращающееся кольцо с частично отсепарированной жидкостью. Ранее это кольцо давило на лопасти ступени, подводящей газожидкостную смесь, что приводило к обратным токам и диспергированию. Теперь кольцо давит на неподвижную осевую опору в виде конусной гильзы и возникает высокий градиент давления, за счет чего осуществляется эффективная сепарация газа.

К очевидным плюсам разработанных специалистами ГК «Римера» газосепараторов для малорасходных установок следует отнести и меньшую мощность – это позволяет экономить электроэнергию. Помимо этого, газосепараторы опережают известные аналоги по сепарирующим свойствам и износостойкости.

***

Традиционные мультифазные модули для малорасходных установок диспергируют и сжимают газожидкостную смесь (ГЖС). Но, начиная с некоторого содержания свободного газа на входе в модуль, начинается обратный процесс коалесценции и укрупнения пузырьков газа [6], что ограничивает функциональные возможности модуля.

Новая концепция работы компрессорных диспергирующих ступеней (КДС), разработанная специалистами ГК «Римера» – циркуляция жидкости в рабочем колесе. При работе в каждой ступени происходит диспергирование газожидкостной смеси на входе в рабочее колесо, ее сжатие в проточной части, частичная сепарация газа на выходе из колеса. Газ с основным потоком направляется на вход в следующую ступень, а часть жидкости направляется на вход в это же рабочее колесо. Это позволяет более чем в два раза снизить содержание свободного газа в проточной части рабочего колеса, устранить газовые пробки на нерасчетных режимах работы. КДС измельчают и диспергируют пузыри газожидкостной смеси, осуществляют подготовку однородной структуры потока, ее предварительное сжатие и подачу к основным ступеням насоса. При совместной работе насоса с КДС максимальное объемное содержание свободного газа на входе допускается на 15% выше по сравнению с применением насоса без КДС.

***

Для эксплуатации скважин с высоким содержанием свободного газа и механических примесей также были разработаны гидрозащиты нового поколения с динамическим лабиринтом. Компенсирующий элемент может быть диафрагменного или поршневого типа, с двумя газовыми колоколами в конструкции (рис. 2).

Такая гидрозащита имеет несколько преимуществ над серийными аналогами:

·                   гравитационный лабиринт для защиты верхнего торцевого уплотнения заменен  динамическим лабиринтом (газовым колоколом), который имеет абсолютную надежность, так как подвижные торцевые уплотнения, работающие в неблагоприятных условиях, заменены на неподвижное уплотнение, которое износу не подлежит.

·                   эффективность сепарации динамического лабиринта выше в 300 раз по сравнению с гравитационным лабиринтом, так как центробежное ускорение на внешнем радиусе динамической втулки в соответствующее число раз превышает ускорение свободного падения.

·                   при наличии даже свободного газа под колоколом образуется газовая область, отделяющая торцевое уплотнение не только от механических примесей, но и от пластовой жидкости.

·                   нижний газовый лабиринт в ниппеле защищает поршневой модуль от механических примесей и отложения солей, тем самым устраняется вероятность заклинивания поршня.

·                   монтажная высота поршневого протектора уменьшена по сравнению с аналогом на 40%, снижена стоимость ремонта за счет меньшего числа деталей.

·                   наличие фильтра-теплообменника и шнека в зоне узла пяты, позволяет охлаждать упорный подшипник;

·                   торцевое уплотнение гидравлически не связано с компенсирующим элементом, поэтому при спуске, запуске или остановке двигателя торцевое уплотнение не контактирует с пластовой жидкостью, работает в замкнутой масляной области.

***

Около 70% всех месторождений в России имеют два и более нефтеносных пласта, которые расположены в параллельных плоскостях на разных глубинах. Специалистами ГК «Римера» разработана установка для одновременно раздельной эксплуатации (УОРЭ), с учетом особенностей эксплуатации малодебитных пластов. Это однолифтовая система с одним насосом, в которой используется клапан переключения пластов, который позволяет осуществлять попеременную добычу из каждого пласта.

Установка попеременно откачивает пластовую жидкость из верхнего и нижнего пласта, на относительно небольшую величину изменения давления, при этом поддерживается заданная депрессия на каждый пласт. Насос работает в постоянном режиме эксплуатации.

Некоторые компании для эксплуатации двух пластов используются две установки в одной скважине. Соответственно, радиальный габарит каждой установки должен быть меньше, чем в случае использования одной установки. Использование одной установки позволяет существенно экономить на стоимости оборудования, монтаже и на затратах электроэнергии, так как КПД одной установки выше. Также возможно комплектовать установку серийными центробежными, штанговыми или винтовыми насосами.

Это установка универсального применения – и для одновременно-раздельной добычи (ОРД),  и для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). Реализована возможность использования алгоритма эксплуатации с меняющейся амплитудой давления в пластах от 1 до 250 атмосфер по заданной программе и возможность изменения программы эксплуатации, не вынимая установку из скважины.

Новое инновационное погружное оборудование позволяет  в союзе с учеными из РГУ НГ и МАИ разработать принципиально новую волновую технологию эксплуатации месторождений с управляемым воздействием на пласт, с целью повышения нефтеотдачи для последующего внедрения новой технологии нефтедобычи сервисными подразделениями ГК «Римера».

Список литературы:

1.                 Якимов С.Б. О перспективах использования радиально стабилизированных компрессионных электроцентробежных насосов для повышения эффективности эксплуатации скважин пластов группы АВ Самотлорского месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 78–86.

2.                 Логинов В.Ф. Компрессионные насосы для нефтедобычи в осложненных условиях. // Oil and gas journal. 2016, № 6. С. 54-56.

3.                 Косилов Д.А. Повышение эффективности управления мехфондом скважин в текущих макроэкономических условиях/ Механизированная добыча // Материалы специализированной секции конференции ОАО «НК «Роснефть». – М: 2015. – С. 8-11.

4.                 Смирнов Н.И., Смирнов Н.Н., Горланов С.Ф. Научные основы повышения ресурса УЭЦН для малодебитных скважин.// Инженерная практика. 2010. № 7. С. 18-21.

5.                 Боровский Б.И., Петров В.И. Высокооборотные лопаточные насосы. М., «Машиностроение», 1975.

6.                 Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низким давлением у входа в насос. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. 1982.

7.                 Голубев А.И. «Уплотнения и уплотнительная техника», справочник, 1986 г, страница 449.

8.                 Патент Российской Федерации №2449176 на изобретение: «Ступень погружного многоступенчатого центробежного насоса». Дата подачи заявки 12.07.2010, опубликовано 27.04.2012 г.

9.                 D. C. Wilcox (1994). “Turbulence modeling for CFD” // DCW Industries, Inc., 460 pages.


Возврат к списку


Обратная связь