Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Повышение эффективности и ресурса систем винтовых насосов в условиях высокого содержания газа

Опыт эксплуатации винтовых насосов показывает, что, как и классические ШГН, они также уязвимы перед рядом проблем, возникающих при добыче жидкости с высоким содержанием газа. В их число входят закупоривание газосепараторов, возникновение газовых пробок, а также перегрев эластомера.

Для преодоления перечисленных проблем была разработана технология PCM Moineau HR, которая предполагает оснащение винтовых насосов гидравлическими регуляторами для обеспечения оптимального распределения давления и уменьшения деформации эластомера.

Данная технология была успешно испытана на нескольких промыслах в Аргентине. Также на ее базе разрабатывается следующее поколение винтовых насосов с погружным вентильным электродвигателем – ESHRPCP.

06.01.2018 Инженерная практика №11/2017
Пле Луи-Этьенн Генеральный директор ООО «ПСМ Рус»

Винтовые насосы (ВН) (рис. 1) уже более 30 лет успешно применяются по всему миру для добычи тяжелой и легкой нефтей, метана из угольных пластов, а также перекачивания вязких, абразивных и деликатных жидкостей. К ключевым преимуществам винтовых насосов можно отнести ровный поток, высокую энергоэффективность, низкие показатели взбалтывания жидкости (уменьшение образования эмульсий), а также низкое минимально необходимое давление на входе насоса.

Рис. 1. Винтовой насос
Рис. 1. Винтовой насос

Эффективность и ресурс ВН во многом зависят от правильности его подбора. Разные эластомеры, профили насоса, погружное и наземное оборудование применяются в зависимости от добываемой жидкости и условий эксплуатации: вязкость и температура жидкости, содержание мехпримесей и/или газа, наличие ароматических соединений, интенсивность набора кривизны ствола скважины, давление в пласте, ожидаемый суточный объем добычи и другие параметры. Например, для добычи продукции с большим содержанием мехпримесей чаще всего используется мягкий эластомер (199, 205 или 210), профиль насоса с коротким шагом (позволяет поднимать примеси на поверхность, а не раздавливать их, уменьшая тем самым ресурс оборудования), специальное исполнение ротора и оборудования (погружных, наземных).

Также эффективность ВН прямо связана с зазором между эластомером статора (набухание в зависимости от жидкости и условий эксплуатации) и ротора. Для каждой модели насоса разработано 14 размеров ротора, что позволяет обеспечить оптимальную эффективность с учетом ожиданий заказчика.

Среди инновационных технологий PCM Group также стоит отметить AMPCP – цельнометаллический винтовой насос, предназначенный для добычи сверхтяжелой нефти в условиях высоких температур (до 350°С), стимуляции циклической закачкой пара CSS, парогравитационного воздействия (SAGD), нагнетания пара в пласт (Steam Flood).

Рис. 2. Модель многофазного потока
Рис. 2. Модель многофазного потока
Рис. 3. Винтовой насос в условиях высокого содержания газа
Рис. 3. Винтовой насос в условиях высокого содержания газа

PCM MOINEAU HR™

Многофазный поток – это смесь газа, нефти и воды с изменяющимися пропорциями, характер которой зависит от вязкости, скорости и температуры потока, а также архитектуры скважины и НКТ. Возникновение многофазного потока возможно при низком гидродинамическом давлении, высоком содержании газа и исчерпанности резервуара (рис. 2).

Эффективное использование эластомерного винтового насоса в таких условиях возможно при содержании свободного газа на входе насоса не более 3040% (рис. 3). При более высоких значениях срок работы ВН насоса может существенно сократиться, так как деформация эластомера и взрывная декомпрессия газа способствуют локальному увеличению температуры, что приводит к перегреву и последовательному разрушению эластомера.

Аналогичное влияние оказывает сверхтяжелая нефть.

Рис. 4. PCM Moineau HR™
Рис. 4. PCM Moineau HR™
Рис. 5. Винтовой насос с газосепаратором (синий) и PCM Moineau HR™
Рис. 5. Винтовой насос с газосепаратором (синий) и PCM Moineau HR™
Рис. 6. Принцип технологии PCM Moineau HR™
Рис. 6. Принцип технологии PCM Moineau HR™

Для увеличения работоспособности винтовых насосов в данных условиях разработана запатентованная технология PCM Moineau HR™ (рис. 4), которая представляет собой винтовой насос, оснащенный гидравлическими регуляторами, встроенными в роторе и обеспечивающими тем самым равномерное увеличение напора вдоль статора и сдерживающими таким образом увеличение температуры (рис. 5).

В настоящее время это единственный на рынке винтовой насос, способный работать при высоком содержании газа и оснащенный саморегулирующейся системой, встроенной в ротор (рис. 6).

Кроме того, энергопотребление насоса PCM Moineau HR™ существенно ниже (до 40%), чем насоса с газосепаратором. Это объясняется тем, что насосы PCM Moineau HR™ добывают нефть вместе с газом, используя тем самым эффект газлифта.

Основываясь на опыте эксплуатации данного вида насосов на разных месторождениях, можно подтвердить, что данная технология позволяет добывать нефть с содержанием свободного газа на входе насоса до 90%.

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ В АРГЕНТИНЕ

Представленная выше технология была опробована на комплексе месторождений в Аргентине. Плотность добываемой нефти составляет 18°API, при этом добываемая продукция отличается высоким содержанием газа, асфальтенов и парафинов, что приводит к образованию газовых пробок (ШГН) и закупориванию газосепараторов (ВН).

На скважине А средняя наработка на отказ ШГН и ВН составляла менее одного года. После внедрения в сентябре 2009 года установок 13E2600 HRPCP продолжительность безаварийной работы оборудования увеличилась до 20 месяцев.

На скважине В, которая эксплуатировалась ШГН, наблюдалось частое прекращение подачи по причине образования газовых пробок. В сентябре 2010 года была внедрена установка 13E2600 HRPCP, которая бесперебойно работала на протяжении 26 месяцев.

Скважина С разрабатывалась традиционным ВН с газосепаратором, который регулярно закупоривался асфальтенами, вызывая преждевременный выход из строя оборудования. В результате внедрения установки 13E2600 HRPCP срок эксплуатации увеличился в три раза и составил 15 месяцев. Также уменьшился крутящий момент, так как газ переносится насосом по НКТ.

Всего более 50 скважин были оборудованы насосами HRPCP (рис. 7).

Рис. 7. Итоги проведения ОПИ
Рис. 7. Итоги проведения ОПИ

НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ESHRPCP

Новое поколение винтовых насосных установок с погружным вентильным электродвигателем отличается увеличенной производительностью и надежностью за счет отсутствия НКТ. Данные насосы предназначены для добычи высоковязкой нефти и работы на скважинах с большой интенсивностью набора кривизны и высоким содержанием газа в добываемой продукции.

Рис. 8. Насосная установка ESHRPCP
Рис. 8. Насосная установка ESHRPCP

На момент подготовки материала продолжаются ОПИ технологии, но уже сейчас можно говорить о двукратном увеличении МРП (от одного года до двух лет) и более чем трехкратном сокращении энергозатрат.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Скажите, пожалуйста, господин Пле, эластомеры производятся во Франции?
Луи-Этьенн Пле: Да, только во Франции. Компания ПСМ сама разрабатывает свои эластомеры. Производить эластомеры только во Франции – единственный способ обеспечить самое высокое качество эластомера. Несмотря на то, что их рецептура и тонкости процесса изготовления конфиденциальны, мы регулярно показываем процесс изготовления (от смешивания ингредиентов до заливания статоров).
Вопрос: А как производится анализ проб и подбор эластомера?
Л.П.: Для начала просим у заказчика данные о составе скважинной жидкости и параметрах эксплуатации (опросные листы). Это позволяет подобрать все погружное и наземное оборудование. Тем не менее, самый надежный подбор винтового насоса возможен только после получения проб добываемой нефти и проведения испытания эластомера на совместимость. Как раз с этой целю мы открыли еще несколько лет назад лабораторию для испытания эластомеров в России.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Интегральный показатель энергоэффективности погружных электродвигателей
Новые технологии эксплуатации малодебитного и периодического фонда
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2018

Инженерная практика

Выпуск №03/2018

Сбор, подготовка и транспорт нефти.Рациональное использование ПНГ
Испытания установки предварительной подготовки дисперсных системРеализация программы утилизации ПНГ в ПАО «ЛУКОЙЛ»Оценка дебита скважин с использованием PVT-зависимостейУтилизация ПНГ: ароматизация тяжелых фракций, жидкофазное окислениеИнгибирование солеотложений карбонатного типаМеталлографитные покрытияАнализ операционных процессов при строительстве скважинСопровождение разработки и мониторинга объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.