Ноя 12
Здравствуйте. Меня смущает работа газосепараторов у скважинах с ЭЦН. Как он может разделять потоки жидкости и газа, куда девается газ из затруба, выбрасывается ли жидкость вместе с газом в затруб? И вообще, не вредит ли он?
http://www.youtube.com/watch?v=kZeWLofPBiU
Опубликовано
05 Ноя 2012
Активность
36
ответов
13722
просмотра
10
участников
0
Рейтинг
Контекст
ЭЦН x25
Ну работает по принципу "если кока-колу потрясти, то газа больше выйдет" :) Куда девается? Ну... Травится в линию через клапан :)
А обратно этот газ в «кока-колу» не попадает? Если газ стравливать в линию через клапан, то по принципу той же «кока-колы» вспенивается вся жидкость от сопл газосепаратора, до уровня. А от сопл к приёму не больше одного метра. Так может газосепаратор при освоенной скважине работать сам на себя?
Цель сепаратора - чтобы большие пузыри газа не попадали в ступени ЭЦН и он стабильно работал. Не более того.
Если пена уже на уровне газосепаратора, тут уже вопрос не в том, что сепаратор на себя работает, а в том что насос сгорит.
При установке газосепаратора приёмный модуль ЭЦН демонтируется. Точнее, модуль газосепаратора занимает его место. Работает снижая содержание СВОБОДНОГО газа на приёме насоса. Кроме газосепарторов есть газодиспергаторы, они не сбрасывают газ в затрубное, а смешивают в состояние мелкодисперсной дисперсии.
Если быть точным, то сгорит не насос, а двигатель. Я понимаю для чего устанавливают ГС. Меня интересует процесс его работы. Особенно разделение газовой фазы от нефтеводогазовой.
На виду пример идеальной работы ГС. Погрузили УЭЦН в скважину. В газосепаратор зашла жидкость, частично и в колеса ЭЦН. Включили УЭЦН. Насос начал всасывать жидкость с ГС, в ГС через его приёмную сетку начинает поступать жидкость (при выводе сверху при освоенной скважине снизу), рабочее колесо (шнек, винт…) газосепаратора подаёт жидкость на его крыльчатки, после крыльчаток выделяется свободный газ, который идёт в затруб, и жидкость, которою всасывает насос.
Вопросы. Может ГС выбрасывать вмести с газом жидкость? Уменьшает ли он производительность насоса? Если на крыльчатку попадает газ и насосу нечего качать (всасывать), то винт ГС выталкивает этот газ через его сопла? Проводил ли кто испытание газосепараторов? Верите ли вы что это устройство работает?
У каждого газосепаратора есть рабочий диапазон по дебиту жидкости, например, от 10 до 50 м3/сут, в котором эффективность сепарации будет максимальной. При выходе за пределы этого диапазона эффективность сепарации будет снижаться.
Для стандартного ЭЦН максимально-допустимое количество свободного газа на приеме составляет 25% по объему, с этим количеством газа насос справляется без сепаратора. Если количество свободного газа на приеме насоса составляет, например, 50% по объему, то задача сепаратора снизить это значение до 25% и меньше, а остальной газ сбросить в затруб. Если в насос попадает большее количество свободного газа, чем 25% по объему, то развиваемые насосом подача и напор снижаются, т.е. он начинает подавать на поверхность меньше жидкости или совсем не качает жидкость, наступает срыв подачи по газу. Это может привести к перегреву ПЭДа или кабельного удлинителя. Сепаратор не может вытолкнуть избыточный газ из насоса. Решить проблему срыва подачи по газу можно путем изменения режима работы насоса таким образом, чтобы количество газа на приеме насоса (=на выходе газосепаратора) составляло 25%. Это достигается: 1) уменьшением частоты вращения насоса; 2) замена насоса на менее производительный.
Что касается вопроса по сбросу в затруб нефти, я думаю, что вариант, когда сепаратор сбрасывает в затруб нефть вместо газа возможен только тогда, когда свободного газа на приеме нет или его очень мало.
Испытания сепараторов проводили многие фирмы. В середине 2000-х в Университете Губкина тестировали сепараторы разных производителей по заказу ТНК или РН. Возможно, результаты опубликованы, но я не видел.
Я правильно понял – 25% от суммированного объёма газожидкостной смеси должен выбросить ГС? Это может быть газ, нефть, вода в зависимости от того как правильно подобран ГС?
Я по опыту скажу. У нас есть залежь с ГФ 450 м3/т, причём давление намного ниже насыщения. Без ГС ЭЦН отбирает уровень на 300-400 м выше насоса и срывает подачу. С установкой ГС становиться возможным отбор до 100-150 м выше насоса. Это с применением затрубных клапанов регулируемых на заданное давление. Зарубное растйт намного быстрее с ГС. У нас пытались мерять ГФ на скважинах с ГС, просто с НКТ, значения очень низкие. Так-что польза точно есть. Поищу, где-то были тесты.
Решить проблему срыва подачи по газу можно путем изменения режима работы насоса таким образом, чтобы количество газа на приеме насоса (=на выходе газосепаратора) составляло 25%. Это достигается: 1) уменьшением частоты вращения насоса; 2) замена насоса на менее производительный.
Не согласен. Согласно рекомендациям, при высоком ГФ частота вращеия должна увеличиваться. И насосы большего типаразмера менее чуствительны к газу.
ortoklaz, там в ГС простые отверстия, что попадёт, то и выбросит. Пока газа много, будет отбрасывать газ. В тех.характеристике ГС указано, что напор модуля ГС и производительность - при закрытых отверстиях.
Остальное сами придумаете:)
Касательно решения проблемы срыва подачи моя логика следующая: если у нас происходит срыв подачи по газу, то значит забойное давление очень низкое и газа выделяется много. Соответственно, если мы снизим подачу насоса или спустим насос меньшей производительности, то забойное давление увеличится, и свободного газа станет меньше.
Газосепаратор должен отделять свободный газ от нефти, воду от нефти и нефть от нефти он не отделяет. Чтобы насос работал без срыва подачи газосепаратор должен снизить количество свободного газа до 25 процентов по объему от общего количества жидкости на приеме насоса. Например, на прием насоса поступил один куб жидкости и один куб свободного газа, процент свободного газа на приеме составит 100%. Газосепаратор должен отделить и сбросить в затруб 0.75 м3 свободного газа, тогда процент свободного газа на приеме составит 25%, и насос сможет прокачать этот газ без срыва подачи.
Например, на прием насоса поступил один куб жидкости и один куб свободного газа, процент свободного газа на приеме составит 100%Это будет 50%:)
Реальные характеристики ГС в районе 65%, выше тоже не справляется.
Точно, спасибо за поправку. Если на прием насоса поступает 1м3 жидкости и 1м3 газа, то процент свободного газа от общего объема газожидкостной смеси составляет 50%. Чтобы довести процент свободного газа на приеме насоса до 25%, газосепаратору нужно отделить и сбросить в затруб примерно 0.7 м3 газа.
Если в ГС попадает газ, то ток ПЄД по идеи должен снизится? Так как насосу нечего качать, и он работает в холостую. Ну вот уже много случаев когда ток не снижается, НКТ, насос, ПЄД, ГС, в норме, а жидкость на поверхность перестает поступать, не давит. То есть начальный дебит нормальный, потом постепенно снижается. Делали прокачки нефтью, водой некоторые горели, на некоторых эффекта не было вообще, а другие восстанавливали дебит и опять он снижался. Если при отсутствии газа ГС может выбрасывать жидкость, то почему при освоении начальный дебит нормальный? Мне кажется, что ГС в нормальных условиях должен выполнять свои функции нормально как пишет паспорт. Но когда в него заходит ГЖС и часть сбрасывается в затруб где он накопляется, а потом забрасывается через клапан, в линию разряжая столб жидкости и срывает подачу насоса по газу, то здесь у меня сомнения. Плюс мехпримиси которые засоряют приём насоса и, наверное, ГС выносит ГЖС через газовый отвод, плюс парафиновая и вязкая нефть, плюс солевые отложение. Что скажите?
Если двигатель подобран к насосу, а насос к скважине, то срыв подачи виден по токовой нагрузке. Однако, зачастую двигателя идут с большим запасом по мощности. И работают при токах ниже номинала. В таких условиях изменение подачи вследствии срыва по газу можно и не заметить по току.
При высоком уровне ЭЦН может работать, однако при снижении, особенно если затрубное открыто через обычный обратный клапан, происходит вспенивание жидкости в колонне, и насос сначала снижает подачу, а затем и вовсе срывает. ГС тоже имеет предел, по паспорту 65% об.
Ставим клапана регулируемые, они поддерживают давление в затрубном. Какое, надо подбирать.
Либо в периодику.
Скорее всего, в описываемом случае сепаратор ни при чем, а проблема действительно в подборе оборудования. В отсутствие газа насос загружен на полную (если подобран правильно) и то, что ГС "выкидывает" жидкость, никак не влияет на работу насоса (кроме дополнительного dP). ГС сам по себе ничего лишнего не "выкидывает", у него же нет собственного ПЭД.
У ГС широкий интервал по подаче, типа 50-250 м3/сут, но напор очень маленький. Что он там выбросит, ерунда!
Обновлю тему, как наиболее подходящую для моего вопроса.
Итак, есть скважина с ГФ порядка 600 м3/м3, работает на фонтане. Давление пласта ниже давления насыщения, текущее газосодержание нефти около 100 м3/м3, то есть оставшиеся 500 м3/м3 фильтруется в виде свободного газа из газовой шапки. Нас просят рассмотреть возможность установки ЭЦН. Расчеты показывают, что даже сейчас на фонтане доля газа на забое 80%. И руководствуясь цифрами (не более 65-75% газа на газосепараторе и не более 25% на ЭЦН), мы даем заключение, что ЭЦН устанавливать не надо.
После всплывает факт, что на этом же месторождении/пласте есть подобная скважина, где ЭЦН с газосепаратором успешно работают более 3 месяцев. Марку оборудования не знаю, но оно точно отечественное.
Вопросы:
а в замере Гф вы точно уверены? :)
на самом деле и у нас есть такие скажины, только туда РЕДу суют сразу, вроде не сильно жалуются
Как говорится 100% господь бог не даст, но на 90% уверены. Есть несколько замеров ГФ в течении года, они хорошо согласуются с тем, что дает гидромодель. Также есть прикидки ГФ по перепаду давления на штуцере (по примеру газовых замерных установок), которые также согласуются.
Мне самому кажется что дело может быть в том, что записанное в каталоге, это гарантированные цифры, при определенном стечении обстоятельств насосы и ГС могут работать и при мне благоприятныз условиях. Вопрос как узнать "реальные" пределы.
Также в соседней теме есть вопрос про естесвенную сепарацию, за счет того, что газ сам по себе идет в затруб. Возможно это также облегчает работу оборудования. Но это также не дает численного ответа на вопрос, при какой доле газа сможет работать ЭЦН с ГС.
Сейчас я на распутье. Расчет говорит, что насос утанавливать нельзя, факт говорит, что можно. Играть в угадайку при подборе ЭЦН неохота.
На самом деле, я думаю будет работать. Только дополнительно надо предусмотреть возможность установки газодиспергатора..
Вообще не хватает исходных данных.. Для примера, как это могло бы быть ( сразу говорю, расчет условный, но приближенный относительно к реальности):
Если например ГФ=600 м3/тн (для простоты) и вы планируете взять, ну например 115 м3 (плотность не знаем, пусть будет 100тн), при давлении на приеме УЭЦН 25 атм., при этом работаем в колонне 168мм то что получится - Общий газ по скважине составит 60,000 м3, при естественной сепарации 0,8 на прием сепаратора поступит 12,000 м3. Примем эффективнсть газосепаратора 0,7 имеем что после естественной сепарации на входе в УЭЦН у нас будет 3600 м3 газа. Но это газ на поверхности, в условиях приема УЭЦН (давление на приеме будет равно 25 атм (принимаем что газосепаратор не развивает давления) необходимо пересчитать через к-т сжимаемости. Опять же условно, для P=25 я его возьму равным 25. Т.е. наши 3600 м3 на поверхности на приеме уэцн превратятся в 144 м3. + там же еще 115 м3 жидкости. Получается газосодержание на приеме УЭЦН будет около 55% ( 144/(144+115)). Многовато.. такое количество газа УЭЦН не перекачает.. из опыта эксплуатации наших скважин, мы ставим диспергаторы после ГС и до газосодержания 65% работаем стабильно...
И как вариант еще, нижнюю секцию поставить обязательно с рабочими органами смешанного потока...
Вся соль в размере естественной газосепарации. Если она будет хотя бы 0.3, то уже все получается из моих 80-85% на приеме ЭЦН, останется 50-60%. Процент в стволе до ЭЦН, PVT, всё знаю на сколько это возможно точно, построена модель скважины, PVT, узловой анализ итд всё настроено на исследования (ИД+КВД+замеры АСМА+пробы флюда).
Если есть ссылка на примерную эффектинвость естественной газосепарации, буду благодарен. Произвольное задание этого параметра сводит на нет точность всей остальной информации.
У вас есть подрядчик по ЭЦН? Пусть прогонят через свою программу подбора, она примерно, с погрешностью в 0,1 оценит этот параметр. А так то на кофейной гуще гадать - все только из опыта эксплуатации. Чем больше кольцо между УЭЦН с тенкой колонны - тем больше сепарация, и чем более горизонтальный участок, тем она выше..
Через подрядчика ЭЦН прогонять не можем, потому как сами сервис. Почему недропользователь не спрашивает сам у подрядчика ЭЦН тайна за 7 печатаями, видимо потому что вопросы не по реальному состоянию скважин, а потому "а что будет если изолировтаь низ, дострелять верх, сделать ОПЗ и спутить насос?"
Очередной раз получается ,что теории нет. Пока дебит газа в затрубе и на буфере не замерим и не настроим параметр сепарации, так и будем в потемках.
Кстати скважины у нас вертикальные, понятно, что там естесвенная сепаразция должна быть не так актуальна как на горизонтальных.
Неплохо бы еще рассмотреть вопрос не только возможности, но и целесообразности установки ЭЦН в данных условиях.
При наличии прецендента установки ЭЦН, на скважину с подобными параметрами, который позволил добывать в 1.5 раза больше чем на фонтане, целесообразность опровергнуть сложно.
А чтоб опровергнуть нужны расчеты, которые показывают почему там можно, а здесь нельзя. Расчеты в свою очередь показывают ,что на обои скважинах на забое доля газа более 80%.
То есть если принять рабочий предел 65% газа на приеме, то расчеты несостоятельны, или все-таки 65% далеко не предел, или существует естественная газосепарация .... это я и хотел узнать.
Пока вывод такой, что теория перед сложными случаями пасует и если есть прецендент работы ЭЦН на высоком ГФ, нужно спускать подобную установку и подсчитывать допдобычу нефти.
Очевидная ошибка в рассуждении, на которую хотел бы обратить внимание.
Газовый фактор не определяется разницей между начальным и текущим газосодержанием.
Не понятно, что такое доля газа 80% на забое.
После устранения расчетных ошибок можно перейти и к теории.
наверное имеется ввиду что обьемное содержание газа 0,8.. например из 500 м3 смеси 400 газа и 100 жидкости...
Определение ГФ я знаю.
Имеется ввиду % объма занимаемый газом в забойных условиях (P, Т). Другими словами построена модель скважины в ПО для узлового анализа, настроена на все что только было. Там уже есть значение Holdup - по определению (the proportion of the pipe cross section occupied by liquid) соответвенно 1- holdup - занимаема газом. Так вот она и равна 80-85%.
Газосодержание и ГФ приводились для того, что бы было ясно, что основной газ не выделяется из нефти при разгазировании в своле, а в свободном виде поступает из пласта.
Может быть та скважина, где спустили насос, фонтанирует через насос? У нас был такой случай. Проверить это предположение можно путем моделирования. Не уверен, но может быть в этом случае рабочий ток ПЭД будет близок к току холостого хода.
В крайнем случае можно отключить насос и посмотреть, будет ли работать скважина.
Запросто... Все зависитот количества газа в скважине.. Она может давать через УЭЦН 100 тонн и еще 20 подавать по затрубу фонтаном...
Спасибо за совет. Буду проверять
Перед переводом на мех. добычу скважина фонтанировала, при этом ГФ был почти в 3 раза меньше чем сейчас. Потом на скважине выросла обводненность с 10 до 40%, но и ГФ вырос с 250 до 700 м3/т. Расчеты показывают, что и сейчас скважина фонтанировала бы, однако дебит был бы ниде чем на ЭЦН. Прикидка в Проспере показывает, что ЭЦН все-таки сосздает дополнительну депрессию порядка 10 атм.
Самое интересное, то скважина когда фонтанирует затрубом при работающем УЭЦН, то она фонтанирует с меньшим процентом..
У нас был случай, обычная скважина на УЭЦН, дебит 300 м3, обводненность около 60%. При смене УЭЦН заглубились, и она начала работать по трубам 320-340 м3 с обводненностью 60%, но при этом еще давать фонтан по затрубу 40м3 чистой нефти... Приятный сюрприз
Во-первых, если на месторождении по тому же пласту нормально работает ЭЦН, то однозначно спускать, альтернативы нет. Прирост будет. только модель газосепаратора брать такую же. Во-вторых, опыт эксплуатации в добыче в большинстве случаев больше дает чем теоретический расчет. Если скважина не особо дебитная, можно попробовать газосепаратор-диспергатор, вживую таких не видел, но они есть). По фонтану жидкости через затруб, если нефть парафинистая, то увлекаться бы не советовал, можно получить отложения АСПО на колонне. В реальности видел печальный случай когда при подьеме ЭЦН с глубины 2600 м пришлось извлекать 900 м ЭК с ЭЦН и сальником КРБК. В общей сложности ремонт занял месяца 3-4 при дебите скважины 70 тонн.