Повышение эффективности работы насосного оборудования для откачки жидкости из метаноугольных скважин за счет оптимизации конструкции и режимов работ: на примере Талдинской площади в Кузбассе тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат технических наук Широков, Дмитрий Андреевич

• Широков, Дмитрий Андреевич
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Широков, Дмитрий Андреевич

Оглавление

Введение

1 Глава. Анализ опыта добычи метана из угольных пластов. Задачи исследования

1.1 Зарубежный опыт добычи метана из угольных пластов

1.2 Ресурсная база метана России

1.3 Технология эксплуатации скважин по добыче метана из угольных пластов

1.4 Применяемые технологии откачки пластовой жидкости

1.5 Преимущества применения УЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

1.6 Задачи исследования и пути решения

2 Глава. Методики исследования возможности и эффективности применения скважинных насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

2.1 Уточненная методика подбора УЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

2.2 Методика проведения стендовых испытаний

2.3 Методика анализа данных с экспериментальных скважин

2.4 Выводы по второй главе

3 Глава. Стендовые испытания ступеней основных элементов скважинных установок в условиях, имитирующих условия скважин по добыче метана из угольных пластов

3.1 Описание стендов

3.1.1 Стенд для исследования комплексных характеристик ступеней ЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

3.1.2 Стенд для исследования износа ступеней ЭЦН

3.2 Результаты стендовых испытаний

3.3 Анализ результатов полученных данных

3.4 Стендовые исследования работы ступеней центробежных насосов на водо-газовой смеси

3.5 Результаты стендовых испытаний винтовой пары штанговых винтовых насосов

3.6 Результаты стендовых испытаний рабочей пары штанговых насосов

3.7 Выводы по третьей главе

4 Глава. Промысловые испытания насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

4.1 Талдинское месторождение - объект промысловых испытаний насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

4.2 Результаты промысловых испытаний

4.3 Анализ полученных результатов

4.4 Выводы по четвертой главе

5 Глава. Анализ режимов работы установок электроприводных центробежных насосов при разных условиях их эксплуатации

5.1 Постоянная откачка пластовой воды из скважин по добыче метана из угольных пластов

5.2 Циклическая откачка пластовой воды из скважин по добыче метана из

угольных пластов

Выводы по пятой главе

Заключение

Библиография

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности работы насосного оборудования для откачки жидкости из метаноугольных скважин за счет оптимизации конструкции и режимов работ: на примере Талдинской площади в Кузбассе»

Введение

Актуальность темы

Специальной литературой и средствами массовой информации в последнее время всё настойчивее обсуждается вопрос о необходимости и целесообразности добычи метана из угольных пластов с целью получения дополнительного природного теплового и сырьевого источника. Следует иметь в виду, что при этом решается и проблема дегазации угольных пластов перед их отработкой подземным способом. Большинство происходящих на шахтах аварий, пожаров и взрывов связано именно с высоким содержанием в угольных пластах метана и его внезапными выбросами в горные выработки.

В связи с этим вопросы повышения эффективности работы насосного оборудования для откачки жидкости, обеспечивающих беспрепятственную дегазацию угольных пластов, являются очень актуальными.

Цель работы

Целью исследований является определение возможности и эффективности применения стандартных скважинных насосных установок для откачки пластовой жидкости из скважин по добыче метана из угольных пластов.

Задачи исследований

1. Уточнение методики подбора скважинных насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов.

2. Разработка методики проведения стендовых испытаний основных элементов скважинных насосных установок в условиях, приближенных к условиям работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов.

3. Проведение стендовых испытаний основных элементов скважинных насосных установок для определения их рабочих показателей и рациональных областей применения в скважинах по добыче метана из угольных пластов.

4. Подбор скважинных насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов на Талдинской площади в Кузбассе.

5. Разработка методики получения и анализа данных со скважин по добычи метана из угольных пластов на Талдинской площади в Кузбассе.

6. Анализ данных, полученные со скважин по добыче метана из угольных пластов для определения адекватности результатов стендовых исследований.

Научная новизна

Впервые в России на примере эксплуатации месторождения метана из угольных пластов в Кузбассе:

- проведено уточнение методики подбора насосного оборудования (на примере УЭЦН) для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов;

- разработана методика проведения стендовых испытаний основных элементов скважинных насосных установок в условиях, имитирующих работу оборудования в скважинах по добыче метана из угольных пластов;

- проведены стендовые испытания основных элементов скважинных насосных установок в условиях, имитирующих работу в скважинах по добыче метана из угольных пластов и доказавших возможность и эффективность применения стандартных скважинных насосных установок для откачки пластовой жидкости из скважин по добыче метана из угольных пластов.

Практическая полезность

Результаты работы используются ОАО «Газпром» при реализации инновационного проекта по добыче метана из угольных пластов в Кузбассе при подборе скважинного оборудования на экспериментальных, разведочных и промысловых скважинах по добыче метана из угольных пластов.

Результаты работы используются в Проектной документации ОАО «Газпром промгаз» на разработку месторождения по добыче метана из угольных пластов (раздел скважинного оборудования).

Разработанная уточненная методика подбора скважинного оборудования применяется при подборе насосов на предприятиях ОАО «Газпром промгаз» и ООО «Газпром добыча Кузнецк».

Апробация работы

Результаты работы были апробированы докладами на конференциях: Восьмая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, ОАО «Газпром», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 6-9 октября 2009 г.), Восьмая всероссийская научно-техническая конференция «Актуальность проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1-3 февраля 2010 г.), Пятая международная научная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о земле» (г. Москва, РГГРУ им. Серго Орджоникидзе, 23-25 марта 2010 г.), Шестая международная научно-практическая конференция «Наука и новейшие технологии при поиске, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых» (г. Москва, РГГРУ им. Серго Орджоникидзе, 6-9 апреля 2010 г.), Девятнадцатые Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 22-23 ноября 2011 г.). Результаты проведенных стендовых испытания, методика получения данных со скважин и их анализ использованы в отчетах о НИР ОАО «Газпром промгаз».

Благодарности

Большой вклад в решение проблемы технологии добычи метана из угольных пластов внесли: В.В. Гергерт, С.С. Золотых, A.M. Карасевич, Е.В. Крейнин, В.И. Новиков, Н.М. Сторонский, В.Т. Хрюкин, T.L. Logan, M.R. Herrington, Palmer D.Ian, Ayers В. Walter и многие другие.

Добыча метана из угольных пластов невозможна без откачки пластовой жидкости, т.к. жидкость находящаяся в пласте препятствует выходу газа по затрубному пространству на поверхности. Откачка жидкости с помощью скважинного насосного оборудования способствует десорбции метана в угольном пласте.

В связи с вышеизложенным проблема создания технологического комплекса по откачке пластовой жидкости из углеметановых скважин для беспрепятственного отбора метана является очень актуальной. В составе технологического комплекса по откачке пластовой жидкости из углеметановых скважин самым главным является скважинная насосная установка, условия работы которой очень сильно отличаются от условий работы «нефтяных» скважинных насосов. Основная задача - определить возможность применения наиболее распространенного в России нефтедобывающего оборудования - установок ЭЦН, которыми в РФ добывается более 72% нефти и около 80% всей пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Исследованием рабочего процесса, конструкции насосного оборудования для механизированной добычи пластового флюида занимались: Ш.Р. Агеев, Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, О.М. Перельман, А.И. Рабинович, Ю.А. Сазонов, и другие.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и результатов работы, приложений. Работа представлена на 148 страницах машинописного текста, имеет 58 иллюстраций, 18 таблиц. По результатам работы

опубликовано 9 статей в научно-технических журналах, в том числе - 9 статей в журналах, рекомендованных ВАК Минобразования. Работа прошла апробацию на 5 конференциях и заседаниях научно-технических советах.

1 Глава. Анализ опыта добычи метана из угольных пластов. Задачи исследования

1.1 Зарубежный опыт добычи метана из угольных пластов

Угленосные толщи являются не только основными газопроизводящими формациями, но и мощными аккумуляторами (коллекторами) углеводородных газов.

Основным компонентом природных газов угольных пластов, не затронутых процессами газового выветривания, является метан. Его концентрация в смеси природных газов угольных пластов в пределах зоны метановых газов составляет 80-98%. В пластах жирных углей в виде примесей неравномерно распределены до 15% гомологи метана (тяжелые углеводородные газы). В небольших концентрациях (до 5%) иногда встречается водород.

Если обратиться к мировому опыту добычи метана из угольных пластов как самостоятельного полезного ископаемого, очевидное лидерство здесь принадлежит США.

История становления промысла по добыче метана из угольных пластов уходит своими корнями в начало 1980-х годов. Поводом для того, чтобы начать рассматривать углеметан (УМ) в пластах как самостоятельное полезное ископаемое стали наблюдаемые в бассейне Сан Хуан спонтанные выделения метана из угольных пластов формации Фрутлэнд при бурении скважин на традиционные залежи газа в нижележащей формации Дакота. Но если тогда мало кто верил в успех развития и перспективность добычи метана из угольных пластов, и казалось невозможным то, что пласты угля содержат в себе большое количество газа, в настоящее время уже никто не сомневается в большом будущем и перспективности молодой отрасли газовой промышленности. За последние 20 лет добыча метана из угольных пластов в США превратилась из малоизвестного дорогостоящего процесса в

конкурентноспособный промышленный способ добычи углеводородного сырья. [58-62]

В 1982 г. годовой объем добычи метана из угольных пластов в США практически равнялся нулю. В 1983 г. Институт Газовых Исследований (ОШ) провел ряд фундаментальных исследований и технологических разработок, оказавших значительное влияние на развитие добычи метана из угольных пластов.

Новые методы оценки месторождений, новые технологии бурения, завершения и интенсификации газоотдачи позволили существенно расширить ресурсную базу добычи метана из угольных пластов.

В настоящее время добыча метана из угольных пластов в США продолжает расти. В США создана надежная технологическая база для широкомасштабной добычи УМ и обширная инфраструктура трубопроводов для его транспортировки.

По оценкам специалистов, по состоянию на 01.01.2003 г., разведанные запасы газа угольных пластов в США составляют 9,6 % от общих запасов газа в этой стране.

Кроме традиционных метаноугольных бассейнов Сан Хуан (доля которого в общей добыче метана из угольных пластов постепенно начала снижаться, все равно оставаясь значительной) и Блэк Уорриор, активно наращивается добыча газа в новых перспективных метаноугольных бассейнах: Юинта, Рэйтон, Аппалачский, Паудэр Ривер и других.

В настоящее время более 100 компаний-операторов осуществляют добычу метана из угольных пластов в США, причем первая десятка добывает менее 50 % всего метана угольных пластов. Основные сервисные компании обеспечивают проведение мероприятий по завершению скважин и интенсификации газоотдачи, ряд компаний имеет собственные технологические решения.

Итак, необходимо заметить, что основными факторами, обусловившими впечатляющий рост добычи метана в тот период стали:

• бурное развитие технологии добычи метана из угольных пластов, что привело к резкому снижению себестоимости добычи, среди которых: использование скважин, "завершенных" с применением технологии "open hole cavity" (завершение в необсаженном стволе с кавернообразованием), применение улучшенной технологии гидроразрыва для исправления старых скважин, использование горизонтальных скважин и др.

• развитие научного понимания корректных характеристик коллектора, механизмов контроля добычи и грамотных подходов к успешному подбору технологии извлечения этих энергетических ресурсов.

• достижения в применении средств дистанционного зондирования, а также данных аэромагниторазведки высокой чувствительности, расширенное использование 3-х мерной сейсмики (3D seismic), которые стали новыми инструментами для нахождения «благоприятных мест».

• налоговые кредиты и льготы на добываемый газ из скважин (пробуренных до 1993 года), что стимулировало развитие технологий добычи метана из угольных пластов для снижения импорта нефти; к освоению метаноугольных месторождений были привлечены значительные финансовые и инженерные ресурсы.

Начиная с определенного момента, затраты на обнаружение новых запасов метана в угольных пластах стали сопоставимы или даже ниже, чем таковые для традиционных ресурсов природного газа.

По данным 2006 года добыча метана из угольных пластов в США составила примерно 51 млрд. м /год.

Интересное положение сложилось в Канаде, где коммерческая добыча метана из угольных пластов началась в 2002 году. Несмотря на то, что эти работы пока еще не получили такой размах, как в США (что в основном связано с отсутствием в стране такой высокой потребности в дополнительных энергетических ресурсах), однако американские компании проявляют большую заинтересованность в работе на территории Канады.

Пробуренные за 4 года 3000 скважин с пиковыми дебитами, не превышающими 3500 м /сут, обеспечивают добычу 4,2 млрд. м газа в год.

В Австралии, в бассейне Боуэн, на сегодняшний день, наряду с США и Канадой, также начата промышленная добыча метана из угольных пластов, и, хотя количество его относительно невелико, чтобы серьезно влиять на энергетический баланс страны, годовая добыча поддерживается на уровне 1,7 млрд.м3/год.

В последние годы правительство Китая прикладывает титанические усилия для того, чтобы начать промышленную добычу метана из угольных пластов. Это связано как с быстрорастущими потребностями страны в энергетических ресурсах, так и с вопросами экологии. Немаловажным фактором, стимулирующим добычу метана, является снижение взрывоопасности при последующей добыче угля - сегодня Китай находится на первом месте по количеству людей, гибнущих от взрывов газа в шахтах.

Разведанные запасы газа угольных пластов западной части Китая

О 1

оценены в 407*10 м , что составляет 67,8 % от суммарных ресурсов газа страны. В обзоре минерально-сырьевых перспектив Китая сообщается, что ресурсы попутного угольного газа залегающего до глубины 2000 м оцениваются в 30 - 35 млрд. м3.

1 ноября 2005 года официально завершилась первая стадия проекта Panne по коммерческой добыче метана из угольных пластов, осуществляемого Китайской Объединенной Компанией (CUCBM) в округе Qinshui провинции Shanxi,. Согласно проекту, в 2005 году была пробурена 81

■у

скважина, со средней суточной добычей 2000 м /сут.

При завершении первой стадии при стоимости 360 миллионов юаней (US$40 млн.) в проекте Panne была установлена возможность давать около 100 млн. м УМ в год, делая Panne самым крупным в стране центром коммерческой добычи УМ и его утилизации. До этого в национальном масштабе осуществлялись несколько небольших экспериментальных проектов.

Во второй стадии будет пробурено 400 скважин с годовой добычей 380 млн. м3/год. В третью будет пробурено еще 409 скважин, которые будут добывать 689,9 млн.м3 в год.

В период 2006-2010 в Shanxi планируется получить 5 млрд м3 метана из угольных пластов, из которых 2 млрд. м будет добываться компанией CUCBM.

Правительство Индии также заинтересовано в добыче метана из угольных пластов и стремится привлечь местные и иностранные компании к этой проблеме. Первые шаги в этом направлении уже сделаны. Лондонская фирма Great Eastern Energy Corp. сообщила о совершенной ею первой торговой сделке по продаже метана угольных пластов в виде сжатого газа для автомобилей в городе Асансол (штат Западная Бенгалия), расположенного в 190 км от Калькутты.

В статье Джона Гаратта «Дыхание новой жизни» освещается создание в Англии с 2002 г. нового топливно-энергетического сектора на базе извлечения газа, содержащего метан, из заброшенных угольных шахт и метана из угольных пластов с созданием сети газопроводов и газоперекачивающих станций и строительства малых энергоблоков для производства электроэнергии. Там же сообщается о запуске первой электростанции мощностью 5 МВт, использующей газ из заброшенной шахты.

В России, начиная с 1992 г., проводятся работы по подготовке метаноугольных месторождений к промышленному освоению. В 1998 г. ОАО «Газпром» приступило к реализации проекта по оценке возможности промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе. На Талдинском метаноугольном месторождении был создан опытный полигон, на котором в 2003-2004 годах пробурены и оснащены штанговыми винтовыми насосными установками 4 экспериментальные скважины, в которых получены первые притоки метана.

Кроме вышеназванных стран, работа по освоению метана угольных пластов с помощью УЭЦН, УШВН и СШНУ начата в Бельгии, Голландии, Чехии, Франции, Германии, Венгрии, Польше, Испании, Великобритании, Зимбабве, ЮАР, Бангладеш, Индонезии, Малайзии, Японии, Новой Зеландии, Мексике и Чили.

1.2 Ресурсная база метана России

В Донецком, Кузнецком, Печорском и Карагандинском угольных бассейнах по оценкам специалистов генерировано примерно по 1-2 тыс. трлн. м3 углеводородных газов.

Общий объем метана, сохранившегося в угольных бассейнах мира, превышает 1000 трлн. м . В геологических границах угольных бассейнов России суммарные ресурсы метана в угленосных отложения (включая метан водорастворенный и рассеянный в толще пород) оцениваются в 200-300 трлн. м , в том числе в Кузбассе около 70-100 трлн. м , в Печорском бассейне 15-20 трлн. м3.[32,33,44,53]

Оценки прогнозных ресурсов метана угольных пластов в основных угольных бассейнах России до глубины 1800 м выполнены на основе определения их газоносности по результатам опробования на шахтных полях и геологоразведочных участках и по установленным закономерностям изменения газоносности с глубиной и в зависимости от степени метаморфизма углей. По своим масштабам они составляют 84 трлн. м3. В наиболее изученных и освоенных угольных бассейнах России - Кузнецком, Печорском, Донецком, Буреинском, Южно-Якутском и Зырянском -сосредоточено около 17 трлн. м ресурсов метана угольных пластов. Это составляет около 15% от мировых ресурсов метана в угольных пластах и около 8% от прогнозных ресурсов традиционного природного газа в России. На верхнем этаже рассматриваемых угольных бассейнов (до глубины 1200 м) ресурсы метана составляют 9869 млрд. м (60,6%), а на нижнем (от 1200 до 1800 м) - 6434 млрд. м3 (39,4%).

Основными особенностями распределения ресурсов метана в угольных бассейнах являются:

- генетическая и пространственная связь метана со своим коллектором -угольным пластом;

- сопоставимость по объему прогнозных ресурсов с уникальными газовыми месторождениями;

- относительно малые глубины залегания, доступные для современных технологий добычи метана;

- высокая концентрация (плотность) ресурсов метана в угольных пластах.

Газоносность угольных пластов в пределах площадей перспективных для их освоения газовым промыслом должна быть не менее 8-10м /т угля. Этот критерий перспективности самостоятельной промысловой добычи метана из угольных пластов совпадает с критериями перспективности попутного извлечения метана при добыче угля.

Объемы и относительная доля сохранившихся газов в угольных пластах и вмещающих породах зависят от геологических условий каждого бассейна и месторождения. Научно-обоснованная оценка угленосных формаций как крупнейших источников и мест накопления метана в земной коре и современный уровень развития технологий добычи метана из угольных пластов открывают значительные перспективы для увеличения ресурсной базы газовой промышленности в условиях ухудшения ее структуры.

Среди угольных бассейнов России особое место принадлежит Кузбассу, который по праву можно считать крупнейшим метаноугольным бассейном мира, обладающим большими реальными возможностями для промышленной добычи метана. Ресурсы метана в угольных пластах,

•5

оцененные до глубины 1800 м, составляют около 13 трлн.м .

Такая сырьевая база позволяет организовать в Кузбассе крупномасштабную промышленную добычу метана (вне шахтных полей) как самостоятельного полезного ископаемого.

Ерунаковский, Терсинский и Томь-Усинский районы, представляющие наибольший интерес для организации промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе, по масштабности ресурсов входят в класс районов-гигантов. Суммарные ресурсы метана в этих трех районах составляют 5,5 трлн. м (или 42% от ресурсов метана в угольных пластах Кузбасса), а их средняя плотность превышает 1млрд. м /км . Среди них особенно выделяется Ерунаковский район с ресурсами метана 3 трлн. м3 (23% от ресурсов метана в угольных пластах Кузбасса), при площади района всего 1520 км (8% от площади Кузбасса). Следующим по масштабности является Томь-Усинский район с ресурсами метана 1,5 трлн. м3 (11%). Ресурсы метана в Терсинском районе составляют 1 трлн. м3 (8%).

В этих районах по масштабности ресурсов следует выделить следующие месторождения, площади и участки, перспективные для освоения газовым промыслом: Соколовское (482 млрд. м3), Нарыкско-Осташкинское (917), Кукшинское (282) и Кушеяковское (79) месторождения; Талдинская (95), Томская(141) и Распадская (357) площади; Караканский Южный (301), и Мысковский (145) участки.

Оценка высокой перспективности промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе основана на сравнении его геолого-промысловых характеристик с бассейном Сан-Хуан, обеспечивающего более 60% от общего объема добычи метана угольных пластов в США, а также наличии инфраструктуры и потребителей газа, находящихся на расстоянии всего 15 - 150 км от первоочередных площадей.

По ресурсам метана угольных пластов Кузбасс значительно превосходит Сан-Хуан -13 трлн. м против 2 трлн. м . Только в наиболее геологически изученной южной части Кузбасса сосредоточено около 3 трлн. м3 ресурсов. Плотность ресурсов на отдельных площадях достигает 3,5 млрд. м3/км2. По этому показателю Кузбасс не только в 2-3 раза превышает Сан-Хуан, но и сравнивается с уникальными месторождениями природного газа в СРТО (Северные районы Тюменской области). Гигантские ресурсы и высокая

концентрация метана угольных пластов обусловлены высокой угленосностью и метаноносностью угольных пластов Кузбасса — суммарная мощность угольных пластов достигает 100-120 м, толщина отдельных пластов достигает 10-18 м (против 30 м и 8-10 м, соответственно в Сан-Хуане).

В Кузбассе более половины углей принадлежат к группам ГЖ, К, ЖК -средних стадий метаморфизма. Обычно их характеризуют величиной показателя отражения витринита, который, как и в Сан-Хуане, изменяется в пределах от 0,7 до 1,5 %. Это дает основание предположить высокую естественную трещиноватость угольных пластов, и, как следствие, их высокую проницаемость.

Начиная с 1998 г. ОАО «Газпром» в рамках соглашений с Администрацией Кемеровской области ведет научно-исследовательские и проектные работы по подготовке геолого-промысловой и технологической основы для освоения метана угольных пластов в Кузбассе. В результате работ в пределах лицензионной площади произведен выбор 4 первоочередных структур для проведения экспериментальных работ по опытно-промышленной отработке технологий добычи метана угольных пластов и их адаптации к горно-геологическим условиям Кузбасса. Суммарные ресурсы метана на этих площадях оцениваются в 1,5 трлн. м3 и

1 Л

характеризуются высокой концентрацией - до 3 млрд. м /км .

В результате экспериментальных работ планируется подготовить

первоочередные площади в Кузбассе к промышленной добыче метана

■i

угольных пластов в объеме до 5 млрд. м /год на период до 2015 года для газоснабжения потребителей Кемеровской области. Добычные возможности первоочередных площадей, оцененные на основе наиболее вероятных прогнозных дебитов скважин, схемы их размещения и коэффициентов перевода ресурсов в запасы промышленных категорий и извлечения метана,

Л

составляют не менее 10 млрд. м /год.

Предполагается, что ареалы промышленной добычи будут создаваться в первую очередь вокруг экспериментальных скважин, что позволит непрерывно уточнять оценку добычных возможностей бассейна. Однако прогнозные уровни добычи в рассматриваемый период будут определяться не добычными возможностями, а потребностью в газе потребителей Кемеровской области и конкурентоспособностью метана угольных пластов на региональном рынке энергоресурсов.

В более отдаленной перспективе до 2020 года потенциал ресурсов метана в Кузбассе и прогнозные показатели экономической эффективности его добычи и транспортировки позволят обеспечить удовлетворения потребностей в газе соседних регионов на юге Западной Сибири в объеме до 20 млрд. м3/год.

Дальнейший рост добычи в период с 2020 до 2030 г.г. может быть экономически обоснован экспортными поставками в страны азиатско-тихоокеанского региона.

1.3 Технология эксплуатации скважин по добыче метана из угольных пластов

Одно из главных отличий добычи газа из традиционных пористых и трещинных коллекторов и добычи метана из угольных пластов состоит в том, что для вызова притока метана необходимо создать депрессию на пласт путем откачки значительного объема пластовой воды. В дальнейшем, при освоении и эксплуатации скважин для добычи метана, как правило, происходит совместное поступления на поверхность низконапорного влажного газа (по затрубному пространству скважины) и пластовой воды (по трубному каналу лифтовой колонны).

Кроме того, скважина для добычи метана, по сравнению с обычной газовой, обладает следующими отличительными особенностями:

- процесс ее освоения весьма продолжителен (от нескольких недель до полутора лет);

- в процессе освоения и эксплуатации скважины для добычи метана, необходимо поддерживать уровень жидкости (пластовой воды) в стволе ниже наиболее глубоко залегающего вскрытого угольного пласта;

- откачка пластовой воды из ствола скважины осуществляется с помощью скважинного (погружного) насоса, спускаемого на лифтовой колонне;

- в начальный период откачки пластовой воды целесообразно размещать погружной насос в эксплуатационной колонне над верхним вскрытым угольным пластом, чтобы тем самым предотвратить возможные осложнения, связанные с попаданием в насос пластовой воды с повышенным содержанием механических примесей (частиц угля, цементного камня, горной породы, проппанта и др.);

- с целью получения максимального притока газа погружной насос рекомендуется установить ниже наиболее глубоко залегающего вскрытого угольного пласта;

- в процессе откачки пластовой воды из ствола скважины ее приток со временем уменьшается, а приток газа - увеличивается;

- низконапорный природный газ (устьевое давление которого, как правило, не превышает 0,15-0,30 МПа) поступает на поверхность по затрубному пространству скважины;

- в случае остановки откачки воды ствол скважины постепенно заполняется пластовой водой, т.е. происходит «самоглушение» скважины.

Соотношение добываемой жидкости к добываемому газа приблизительно равняется от 10 до 300 м /сут. жидкости к от 1000 до 10000 м3/сут. газа.

Состав пластовой жидкости характеризуется наличием натрия, карбоната, гидрокарбоната и других веществ (см. рис. 1.1).

Протокол N8205

Заказчик: ОООТазпром добыча Кузнецк" Заказ№ 41 от 26.05.10r дата начала анализа:26.05.10г дата окончания: 02.06. Юг

1. Цель проведения измерений: производственный контроль

2. Средства и методы измерений: спектрофотомегтр"Юнико-2100", ПМЛ №3, иономер 130-М,ТА-4 флюорат-2-Зм,ТСО-1/вО,КН-2м.

3. Сведения о государственной поверке: свид-во №203 от 06.10.09г. №1064 от21.10.09г №15043 от 21.09. Юг № 7659 от 29.05.10г. №880от21.09.09г №001708 от 14.01. Юг

4. Условия выполнения измерений: I =21* С, Р=99КПА, ¥7=74%

5.Проба отобрана заказчиком.

Анализ воды

НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ

ur/ды1 ИМОЛк/ДМ1 »кв-проц

Калий ГОСТ 26449.1-85 1,00 0,03 0,11

Натрий ГОСТ 26449.1-85 570,00 24,78 97,56

Кальций ГОСТ 26449.1-85 4,00 0,20 0,79

Магний ГОСТ 26449.1-85 2,43 0,20 0,79

Железо (общее) ГОСТ 4011-72 1,10 0,06 0,24

Аммоний ГОСТ 4192-82 2,30 0,13 0,51

Сумма катионов 580,83 25,40 100,00

Карбонат ГОСТ 26449.1-85 192,00 6,40 25,31

Гидрокарбонат ГОСТ 26449,1-85 1134,60 18,60 73,58

Сульфат ГОСТ 4389-72 0,00 0,00 0,00

Хлорид ГОСТ 4245-72 10,00 0,28 1.11

Нитрат ГОСТ 23268.9-78 0,00 0,00 0.00

Нитрит ГОСТ 4192-82 0,00 0,00 0,00

Фторид ГОСТ 4386-81 0,79

Сумма анионов 1337,39 25,28 100,00

Сухой остаток ГОСТ 18164-72 1358,00

Кремнекислота(Н48Ю4) РД 52.24.433-85 23,25

Кремний^) 6,80

Общая жёсткость (град.) ГОСТ Р 52407-05Г 0,40

Устраняемая жесткость 0,00

Окисляемость ПНДФ 14.2:4.154-99 0,96

Минерализация 1918,22

Водородный показатель,рН ПНД Ф 14.1:2:3:4.121-97 8,82

Цветность,(град) ПНДФ 14.1:2:3:4.207-04 86,20

Мутность ПНД Ф14.1:2:3:4.213-05 5,22

Запах( балл) ГОСТ3351-Я_ 20°-2 60°-3

Рис. 1.1 - Характеристика пластовой жидкости добываемой на Талдинском месторождении [51]

1.4 Применяемые технологии откачки пластовой жидкости

Поскольку продуктивные метановые пласты угольных месторождений обычно имеют недостаточно высокие пластовые давления, скважины, вскрывающие эти горизонты, нельзя или не эффективно будет эксплуатировать в фонтанном режиме. Для дегазации угольных месторождений необходимо будет использовать механизированные способы откачки пластовой воды, что позволит обеспечить выход метана из пластов на поверхность 3емли.[13~15]

место отбора: скважина-5.4 УМ дата отбора пробы:25.05.10г

В этом случае эксплуатация метановых скважин угольных месторождений будет аналогична эксплуатации нефтяных скважин, с той разницей, что попутным в данном случае будет не газ, а пластовая жидкость.

В настоящее время в нефтяной промышленности используется два основных вида механизированной эксплуатации скважин (подъем пластового флюида на поверхность земли); газлифт и насосная эксплуатация.[22,23]

Принцип действия газлифта (Рис. 1.2) заключается в уменьшении плотности пластовой жидкости с помощью газировании ее плотности в подъемных трубах и. При непрерывной подаче газа давление столба газированной жидкости становится меньше забойного давления, в связи с чем пластовый флюид поднимается до устья скважины и изливается наружу.

"Ьхп

сзхсЛ'« шт

Рис. 1.2 - Схема газлифтного подъемника

При использовании газлифта применяется большой комплекс

скважинного (Рис. 1.3) и наземного оборудования, которое состоит из

источника газа, оборудования для подготовки газа, компрессорных

установок, газораспределительных батарей, газопроводов высокого и низкого

давления, систем автоматики и оборудования устья скважины. Главными

достоинствами газлифта считаются большой межремонтный период,

возможность широкого регулирования добычных возможностей,

возможность отбора пластовой жидкости с большим содержанием

механических примесей. Основными недостатками газлифтного способа

21

добычи пластовой жидкости являются большие капитальные и эксплуатационные затраты, низкий КПД процесса (общий КПД до 10-15%), невозможность отбора пластовой жидкости при низких динамических уровнях.

Наиболее часто современные газлифтные установки оснащаются пакером, но при невозможности перекрытия ствола скважины (например -при необходимости проведения исследовательских работ на забое) пакер не используется. В этом случае КПД газлифтной установки уменьшается из-за естественной сепарации газа перед приемным клапаном лифта.

Среди насосных способов добычи пластовой жидкости в мире наиболее распространен штанговый. В нашей стране установками скважинных штанговых насосов (УСШН) оборудовано около 50% всех нефтяных скважин. При небольших глубинах скважин штанговые насосы могут извлекать из недр до 200-300 м /сутки пластовой жидкости. Эти установки имеют достаточно высокий КПД, могут менять добычные возможности, однако изменение подачи связано с достаточно сложными работами по переналадке наземного и скважинного оборудования. Кроме того, штанговые насосные установки имеют большую массу наземного оборудования и требуют для своей работы установки мощного фундамента. Поэтому в нашей стране УСШН рекомендованы для откачки пластового флюида из скважин только при небольших (до 50-75 м /сутки) и стабильных во времени дебитах.

Достаточно близкими к УСШН по конструктивному исполнению являются длинноходовые штанговые насосные установки - ДШНУ. Скважинное оборудование этих установок практически не отличается от УСШН, однако применение бескривошипных наземных приводов позволяет существенно увеличить добычные возможности оборудования и упростить их регулирование при сохранении высокого КПД. ДШНУ могут добывать от 10 до 1000 м /сутки жидкости с глубин до 1000 м (при максимальном дебите). Кроме того, использование мачтового привода с достаточной длиной хода позволяет обходиться без дополнительного оборудования при

проведении подземных ремонтов скважин, что позволяет существенно экономить средства операторов по добыче метана из угольных пластов. Достаточно сказать, что стоимость одного текущего подземного ремонта скважин, связанная, в первую очередь с арендой агрегата для проведения работ на скважине, составляет (в зависимости от глубины скважины) от 200 до 400 тысяч рублей.

Рис. 1.3 - Скважинное оборудование для газлифтной эксплуатации скважин

1-оборудование устья скважины; 2-скважинная клапанная камера(для пускового клапана); 3-клапан газлифтный(рабочий); 4-пакер; 5 - клапан приемный

Рис. 1.4 - Длинноходовой привод СШНУ мачтового типа

1 - электродвигатель; 2 - вал; 3 - насос; 4 - гидролинии; 5 - лебедка; 6 -гидромотор; 7 - мачта; 8 - контргруз; 9, 10 - канат; 11 - траверса; 12 -полированный шток; 13 - устьевой сальник; 14 - колонна штанг; 15 - НКТ; 16 - цилиндр насоса; 17 - плунжер; 18 - фильтр скважины

Установки штангового винтового насоса (УШВН) нашли широкое

применение в мировой нефтяной промышленности для откачки различных

объемов пластовой жидкости с разными физическими свойствами. В

частности, УШВН хорошо себя зарекомендовали при работе в наклонно

направленных скважинах, при значительных изменениях дебитов скважин

о

(от 5 до 1000 м/сутки), при откачке пластового флюида с большим содержанием свободного газа и механических примесей (рис. 1.5). При этом винтовые штанговые установки имеют высокий КПД, т.е. являются энергосберегающим оборудованием. Главные «враги» УШВН - высокие пластовые температуры, наличие в откачиваемой жидкости ароматических углеводородов и сероводорода - при работе в метановых скважинах отсутствуют, что позволяет широко использовать этот вид оборудования для дегазации угольных пластов. Удачным это оборудование является и с точки зрения возможности регулирования подачи - для изменения подачи необходимо провести несколько несложных операций. Еще одним положительным фактором является достаточно малая масса наземного

оборудования и возможность размещения этого оборудования

непосредственно на устье скважины.

...... Ьжич уаъсюго

Защитное ограждение ремня

Прими патситомнный с пустотелым валом Подшипник ниекггш для 3 дивнлюмов . »жру»и

Встроенный тормо! «кратного ярищения Мом>р 5 - 73 л.с.

Р,1 ) и-иный учел уст И У11Л1Г1 №НН> я уетм.

Переходники к устью Скяажины и лифтовой колонне соответствующие р»*;сийским стандартам

Стандартный или примой привод колонны иаа«им>

'Эластомер статора и ра «личных материи л'»в для юнмсстммости с жидкое! я<

аЛрживо устойчивое)и

Штифт

Ликеры, сели трсОуЮТС*

Рис. 1.5 - Установка штангового винтового насоса

Широко применяются в мировой нефтяной промышленности, а в России

занимают первое место по объемам добычи нефти (до 75% всего объема

добычи) установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН).

На Рис. 1.6 представлена схема УЭЦН. К несомненным достоинствам

установок центробежного насоса относятся гибкость характеристики, малая

масса наземного оборудования, которое может долгое время работать без

обслуживания, возможность автоматизации работы, дистанционное

диагностирование и перевод на иной режим работы, простота регулирования

основных добычных возможностей. При этом установки ЭЦН обладают

высоким КПД при средних и высоких дебитах жидкости (от 40-50 м3/сутки и

выше). Могут эти установки работать в наклонно направленных и

искривленных скважинах, при наличии достаточно большого количества

механических примесей и свободного газа в откачиваемой жидкости. Информация о возможностях и преимуществах этого способа откачки воды из метановых скважин была опубликована в [13]. В дополнении к этой информации необходимо сказать о невозможности использования при откачке воды такого оборудования, как диспергатор. Многочисленные опыты многих авторов показывает, что работа ЭЦН на водо-газовой смеси (даже хорошо диспергированной) без применения ПАВ практически невозможна из-за срыва подачи [22].

А применение ПАВ значительно увеличивает эксплуатационные расходы, что, особенно на первом этапе промышленной добычи метана из угольных пластов, снижает привлекательность этого процесса для инвесторов.

Рис. 1.6 - Установка электроприводного центробежного насоса

1- погружной электродвигатель; 2- центробежный насос с газосепаратором; 3-кабельная линия; 4-колонна НКТ; 5-хомуты крепления кабельной линии; 6-оборудование устья скважины; 7-станция управления; 8-повышающий трансформатор

Достаточно близкими по составу оборудования к УЭЦН являются

установки электроприводных винтовых насосов (УЭВН). В этих установках

также применяется погружной маслозаполненный электродвигатель,

герметизированная кабельная линия, аналогичное оборудование устья

скважин и станция управления (Рис. 1.7). Отличительной особенностью

является применение вместо центробежного винтового насоса. В настоящее

время серийно выпускаются УЭВН с подачами жидкости до 200 м3/сутки и

напорами до 2000 м водяного столба. Также как и УШВН электроприводные

винтовые насосы могут хорошо работать с жидкостью, содержащей большое количество свободного газа (до 50%) и механических примесей, особенно при температуре ниже +50 °С и при отсутствии ароматических углеводородов и Н28.

Струйные насосы являются разновидностью гидроприводных насосов, и они обладают всеми достоинствами этого вида оборудования.[23] К преимуществам струйных насосов относят их малые габариты, большую пропускную способность и возможность стабильно отбирать пластовую жидкость с высоким содержанием свободного газа. Кроме того, проста конструкция установок, отсутствуют движущиеся детали, возможно исполнение струйного насоса в виде свободного, сбрасываемого агрегата. В струйном насосе или инжекторе поток откачиваемой жидкости перемещается от забоя скважины до устья скважины за счет получения энергии от потока рабочей жидкости, подаваемого поверхностным силовым насосом с устья скважины. Все виды струйных насосов могут эксплуатироваться в скважинах со значительным искривлением ствола и большим содержанием механических примесей и свободного газа в откачиваемой жидкости.

Рис. 1.7 - Схема струйного насоса

1 — подвод откачиваемой жидкости; 2 — подвод рабочей жидкости; 3 — входное кольцевое сопло; 4 — рабочее сопло; 5 — камера смешения; 6 — диффузор

Струйные аппараты спускают в скважину на расчетную глубину на колонне НКТ (или сбрасываются внутрь этой колонны) вместе с пакером, опрессовочным седлом, циркуляционным клапаном и фильтром-хвостовиком (Рис. 1.8).

Поверхностное (наземное) оборудование установок струйных насосов и гидропоршневых насосных установок аналогично. Оно обеспечивает быстрый перевод скважин с работы гидропоршневого насоса на струйный насос и наоборот при изменении динамического уровня, и продуктивности пласта.

Рис. 1.8 - Скважинное и наземное оборудование струйных насосных установок

1 — нижний пакер; 2 — обратный клапан; 3 — гидропоршневой или струйный насосный агрегат; 4 — седло; 5 — наконечник с пакером; 6 — эксплуатационная колонна труб; 7 — четырехходовой клапан; 8 — силовой плунжерный насос триплекс; 9 — трехфазный сепаратор; 10 — циркуляционный насос; 11 — гидроциклонные очистители; 12 — контрольный клапан, регулятор потока

Интересна возможность откачки воды из метановых скважин с помощью

сваба.

Оборудование для свабирования скважин (Рис. 1.9) имеет достаточно высокие энергетические показатели, а также мобильность, которая позволяет

ему обслуживать несколько скважин в периодическом режиме. После отбора воды из одной скважины оборудование оперативно перемещается на другую скважину, используя собственную транспортную базу. В зависимости от требуемого отбора воды мобильная свабирующая установка может обслуживать от одной до 5 скважин одновременно. Основной проблемой при использовании сваба на канате может стать проблема герметизации устья скважин.

Рис. 1.9 - Установка для свабирования скважин

1 - передвижной агрегат; 2 - основная лебедка; 3 - кабина оператора; 4 -канат; 5 - мачта; 6 - рабочая площадка; 7 - выносные опоры; 8 -электродвигатель; 9 - сальник для каната; 10 - лубрикатор; 11 - спайдер; 12 — превентор; 13 - сваб; 14 - грузовая штанга; 15 - манометр; 16, 17, 19 — запорные органы устьевой арматуры; 18 - запорный орган с дистанционным управлением; 20 - запорный орган на сборном коллекторе

При планировании использования того или иного способа отбора воды

из метановых скважин необходимо определиться не только с добычными и

энергетическими возможностями откачивающего оборудования, но и

проблемами обслуживания и ремонта скважинного, наземного и

энергетического оборудования. Например, энергетическое оборудование

погружных насосных установок (УЭЦН и УЭВН) очень специфичное:

герметизированные маслозаполненные электродвигатели, маслозаполненные протекторы, специальные конструкции кабельных линий. А при применении установок штанговых винтовых насосов необходимо использовать взрывозащищенные приводные электродвигатели. Это потребует от фирм-операторов по добыче метана либо создания собственных сервисных баз и предприятий, либо использование услуг сервисных фирм, специализирующихся на данных видах оборудования. Аналогичные проблемы, возможно, будут возникать и при использовании других видов техники и технологии, применяемых в настоящее время в нефтяной промышленности, для эксплуатации метановых скважин.[15,24,25,30]

1.5 Преимущества применения УЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

Широкое применение скважинных электроприводных насосов (ЭЦН) в нефтяной и газовой промышленности обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважин установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании по сравнению с компрессорной добычей и подъемом насосами других типов. При больших подачах пластовой жидкости энергетические затраты на установку относительно не велики, а интегральный ее КПД достаточно велик (до 0,350,5). Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещается только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и дистанционному управлению, что очень важно при значительных изменениях условий эксплуатации. Применение высокоэффективных насосов в сочетании с вентильными двигателями позволит снизить эксплуатационные потери при откачке пластовой воды.

Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких шкафах или будках.

Межремонтный срок работы ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года, но во многих случаях достигает 2-3 и более лет.

1.6 Задачи исследования и пути решения

Главной задачей исследования является обоснование применения УЭЦН и выбор рациональных областей работы этого вида оборудования для откачки пластовой жидкости из скважин по добыче метана из угольных пластов.

Дело в том, что установки ЭЦН изначально были предназначены для откачки пластового флюида, в котором нефти должно было быть не менее 1%, свободного газа - не более 25 объемных %. Содержание нефти обусловлено необходимостью обеспечить, с одной стороны, смазку трущихся узлов центробежного насоса, а с другой стороны - обеспечить получение стойких газо-жидкостных смесей с минимальными возможностями коагуляции мелких пузырьков газа в крупные.

Для решения этой задачи необходимо уточнить методику подбора УЭЦН при работе в скважинах по добыче метана из угольных пластов, определить с помощью стендовых испытаний возможность применения стандартных ступеней ЭЦН при откачки пластовой воды с механическими примесями и угольной пылью, выяснить энергетическую и экономическую эффективность применения этого вида оборудования на объектах ОАО «Газпром» в Кемеровской области.

2 Глава. Методики исследования возможности и эффективности применения скважинных насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

Для определения возможности и эффективности применения скважинных насосных установок для откачки пластовой воды из скважин по добыче метана из угольных пластов необходимо провести комплекс исследований, который включает в себя следующие элементы: уточнение методики подбора скважинной насосной установки (на примере УЭЦН) для работы в скважине по добыче метана из угольных пластов, разработка методики проведения стендовых испытаний скважинных насосных установок (на примере УЭЦН) при перекачке пластовой воды месторождений по добыче метана из угольных пластов, методика получения и обработки данных со скважин по добыче метана из угольных пластов.

2.1 Уточненная методика подбора УЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов

При работе УЭЦН в скважинах по добыче метана из угольных пластов имеется ряд отличий от условий эксплуатации установок ЭЦН при добыче нефти [22], что требует уточнения стандартной методики подбора этого вида оборудования.

К числу основных отличий условий эксплуатации УЭЦН можно отнести следующие:

1.Скважина вскрывает обычно несколько продуктивных пластов, выдающих в скважину пластовую воду и метан.

2.Продуктивность каждого пласта является величиной переменной.

3.Установка ЭЦН может располагаться значительно ниже эксплуатируемого пласта.

4.0ткачиваемый флюид состоит из пластовой воды, механических примесей и метана, который практически не растворяется в воде.

5.Коэффициент сжимаемости воды намного меньше, чем нефти (для воды Вв=1,0001, для нефти В„=1,09 при отсутствии растворенного газа В„= 5 при высоком газовом факторе).

6.Коэффициент вязкости нефти намного больше, чем у воды.

Именно поэтому стандартную методику подбора УЭЦН [22] необходимо было уточнить и доработать для использования этого вида оборудования в новых условиях.

Расчетная схема использования УЭЦН в скважинах по добыче метана из угольных пластов представлена на рис.2.1.

Рис. 2.1 - Схема скважины по добыче метана из угольных пластов с использованием скважинного насоса

1 - фонтанная арматура, 2 - кабель, 3 - направление движения метана, 4 -скважина, 5 - обсадная колонна, 6 - НКТ, 7 - направление движения жидкости, 8 - центробежный насос, 9 - электродвигатель

Скважинный центробежный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю, располагаемому в скважине рядом с НКТ. Скважинный насос многоступенчатый и имеет от 80 до 500 и более ступеней.

Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной электродвигатель -маслозаполненый, герметизированный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости имеется узел гидрозащиты. Вал двигателя соединен с валом гидрозащиты и через него с валом насоса. При применении асинхронных электродвигателей валы имеют частоту вращения 2800 - 2950 мин'1 при частоте питающего тока 50Гц.

Уточненная методика подбора установки электроприводного центробежного насоса для откачки жидкости из скважин по добыче метана

Исходные данные:

Плотность воды; плотность газа; планируемый дебит скважины; обводненость продукта пласта; газовый фактор; глубина расположения пласта; пластовое давление; давление насыщения; пластовая температура; температурный градиент; коэффициент продуктивности; давление затрубное; давление буферное; содержание механических примесей; содержание сероводорода и углекислого газа; размеры обсадной колонны.

Уточненная методика подбора УЭЦН для работы в углеметановых скважинах включает разделы:

1. Определение плотности водо-газовой смеси на любом элементарном участке интервала «забой скважины - прием насоса» с учетом упрощений:

(1)

где: рв - плотность воды; рг- плотность газа; рж - плотность жидкости; в -

обводненость продукции пласта; Г- содержание растворенного газа в жидкости; Р -давление; Т - температура.

Р = а(Р„ - Ратм )р20'С » где а" коэффициент сжимаемости воды.

Для определения объема газа (метана), который практически не растворяется в воде, необходимо использовать формулу:

V =У

Заключение диссертации по теме «Машины, агрегаты и процессы (по отраслям)», Широков, Дмитрий Андреевич

Выводы по пятой главе

1. Технико-экономическая обоснованность ЦЭС возникает при эксплуатации нескольких продуктивных объектов, характеризующихся наличием нескольких угольных пластов, имеющих свое пластовое давление и проницаемость, а также на месторождениях, разрабатываемых без помощи системы поддержании пластового давления.

2. Скважины по добыче метана из угольных пластов с ожидаемым дебитом до 35-45 м /сут. и имеющей монотонно снижающийся дебит при постоянной депрессии на пласт является идеальным кандидатом для перевода с постоянной эксплуатации на ЦЭС.

3. После перевода скважины на ЦЭС увеличивается КПД высокодебитных ЭЦН по сравнению с низкодебитными, уменьшается удельное и общее энергопотребление при добыче малых и средних объемов пластового жидкости из скважин по добыче метана из угольных пластов.

4. После перевода скважины по добыче метана из угольных пластов на ЦЭС уменьшается потребления энергии и повышается надежность оборудования, за счет частичной сепарации газа из воды в скважине во время накопления жидкости в скважине, уменьшение за счет этого удельного и общего энергопотребления.

Заключение

1. Рассмотрен зарубежный опыт добычи метана из угольных пластов. Проанализирована ресурсная база метана угольных месторождений в Российской Федерации. Рассмотрены различные технологии откачки пластовой жидкости, указаны их преимущества и недостатки.

2. Разработана методика проведения стендовых испытаний ступеней электроприводного центробежного насоса в модельной жидкости, схожей по составу с пластовой жидкостью скважин по добыче метана из угольных пластов.

3. Модернизированы стенды для исследования комплексных характеристик и износа ступеней электроцентробежного насоса, плунжерных пар штангового насоса и винтовых пар винтового насоса в модельной жидкости.

Проведены стендовые испытания ступеней ЭЦН, плунжерных пар штангового насоса, винтовых пар винтового насоса, показавшие, что стандартные насосные установки подходят для использования в скважинах по добыче метана из угольных пластов.

Показано, что воздействие механических примесей пластовой жидкости углеметановых скважин на рабочие органы насоса минимальны, а величины коэффициента вязкости пластовой жидкости не влияют на характеристику ЭЦН. Диаметральный износ для чугунных колес составил менее 0,01 мм, что менее 0,1% от первоначальных значений.

4. Разработана уточненная методика подбора установок скважинных насосов (на примере ЭЦН) для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов.

5. Разработана методика анализа данных с экспериментальных скважин по добыче метана из угольных пластов на примере Талдинской площади в Кузбассе.

6. Использование методики подбора и эксплуатация установки ЭЦН для работы в углеметановой скважине, разработанной автором, обеспечило

140 высокие показатели работы оборудования по наработке до отказа и энергоэффективности, что подтверждено более чем 2 летней эксплуатацией скважины УМ-5.5 на Талдинском месторождении.

7. Промысловые испытания установки ЭЦН в скважинах по добыче метана из угольных пластов подтвердили результаты стендовых испытаний в части сохранения высоких энергетических характеристик погружных центробежных насосов.

Удельные затраты энергии на подъем 1 м пластовой жидкости с помощью установок ЭЦН в два раза меньше удельных затрат энергии на подъем 1 м3 пластовой жидкости с помощью установок ШВН. При этом удельные затраты энергии на подъем 1 м3 метана у установок ЭЦН и ШВН сопоставимы.

Наработка У ЭЦН на скважине УМ-5.5 Талдинского месторождения составила 225 суток, причем причиной замены оборудования явились геолого-технологические мероприятия (ГТМ).

8. Технико-экономические показатели откачки пластовой жидкости метаноугольных скважин при использовании циклической эксплуатации повышаются за счет повышения КПД насосной установки и обеспечения практически полной сепарации газа во время накопления жидкости (остановки откачки).

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Широков, Дмитрий Андреевич, 2013 год

Библиография

1. Ш.Р. Агеев, Е.Е. Григорян, Г.П. Макиенко «Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Энцеклопедический справочник», Пермь: ООО «Пресс-Мастер», 2007. - 75 с.

2. A.M. Бадретдинов, A.M. Валеев «Технология добычи обводненной нефти и закачки воды в пласт установками скважинных винтовых насосов», Нефтяное хозяйство, 2007, №1, с. 68-69

3. H.A. Бачков и др. «Новое качество хромированной рабочей поверхности цилиндров и плунжеров скважинных штанговых насосов», Нефтяное хозяйство, 2005, №4, с. 112-113

4. Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко «Перспективы создания гидроприводных винтовых установок для добычи нефти», Нефтяное хозяйство, 2002, №3, с. 67-69

5. Д.Ф- Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Гноевых «Одновинтовые гидравлические машины», М.ЮОО ИРЦ Газпром, 2005, Часть 1

6. Ф.Д. Балденко «Одновинтовые насосы в нефтяной промышленности», Технологии ТЭК приложение к журналу «Нефть и капитал», 2003, №3, с. 18-27

7. Ф.Д. Балденко и др. «Параметрический ряд многозаходных скважинных винтовых насосов», Нефтепромысловое дело, 2001, №8, с. 21-25

8. В. Бурков «Повышение эксплуатационной надежности насосных агрегатов», Технологии ТЭК, 2006, №5, с. 40-42

9. «Высокоэффективные винтовые насосы», Газетная и журнальная информация. «Техника, материалы, технологии и экономические разработки и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений на суше и на море», 2009, №5, с. 82-84

10. А. Галлеев и др. «Оптимизация величины межремонтного периода насосных агрегатов», Технологии ТЭК, приложение к журналу «Нефть и капитал», 2005, №3, с. 60-63

11. А. Галлеев и др. «К проблеме повышения эффективности работы насосных агрегатов», Технологии ТЭК, приложение к журналу «Нефть и капитал», 2005, №2, с. 92-97

12. Ш.К. Гиматудинов «Справочная книга по добыче нефти». - М.: Недра, 1974.-704 с.

13. В.И. Дарищев, C.B. Фролов, Р.И. Кузякин «Автотехнолог» -программа подбора винтовых насосных установок для добычи нефти», Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной и газовой промышленности, 2002, №1-2, с. 24-26

14. А.Н.Дроздов «Механизированная эксплуатация скважин углеметановых месторождений: состояние и перспективы». Газовая промышленность, №03 (629), 2009 г. с.60-64.

15. А.Н. Дроздов и др. «Новая технология механизированной насосной эксплуатации обводненных газовых скважин для добычи низконапорного газа в осложненных условиях», Территория нефтегаз, 2008, №6, с. 54-58

16. А.Н.Дроздов «Технология и техника добычи нефти в осложненных условиях». М.: МАКС пресс, 2008, 312 с.

17. С.Т. Закенов и др. «Результаты внедрения центробежных и винтовых насосов для добычи нефти на месторождении Узель», Нефтепромысловое дело, 2006, №10, с.28-30

18. Б.С. Захаров, Э.С. Гинзбург «Современное состояние со скважинными штанговыми насосами в России», Оборудование и технологии для нефтегазопромыслового комплекса, 2008, №1, с. 24-26

19. Б.С. Захаров и др. «Штанговые насосы», Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 2009, №2, с.13-19

20. Е.Ю. Иванова и др. «Оценка безотказности скважинных штанговых насосных установок в системе менеджмента надежности», Изв. ВУЗов Нефть и газ, 2007, №5, с. 21-22

21. В.Н. Ивановский «Анализ современного состояния и перспектив развития скважинных насосных установок для добычи нефти», Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 2007, №6, с. 12-21

22. В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов и др. «Оборудование для добычи нефти и газа» Учебное пособие для ВУЗов. М.: Нефть и газ, 2002. Часть I

23. В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов и др. «Оборудование для добычи нефти и газа» Учебное пособие для ВУЗов. М.: Нефть и газ, 2003. Часть II.

24. В.Н. Ивановский «СШНУ и ЭЦН: состояние и перспективы», Нефтегазовая вертикаль, 2007, №2, с.64-65

25. В.Н. Ивановский «СШНУ: сегодня и завтра», Нефтегазовая вертикаль, 2005, №14, с. 72-74

26. В.Н. Ивановский, Ягелло О.И. «О разработке нового ГОСТ Р «Насосы штанговые скважинные общие технические требования», Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа, 2001, №2, с. 1921

27. В.Н. Ивановский, Ю.А. Сазонов, H.H. Балака «Испытания новых ступеней погружных насосов для добычи нефти», Управление качеством в нефтегазовом комплексе - 2007 - №1. - С. 55-56

28. В.Н. Ивановский и др. «Разработка и стендовые испытания лабиринтно-винтового насоса с дисковым ротором», Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2006, №4, с. 55-57

29. В.Н. Ивановский, Ю.А. Сазонов, H.H. Балака «Новые возможности центробежных насосов для добычи нефти», Территория НЕФТЕГАЗ - 2007 - №6. - С. 82-84

30. В.Н. Ивановский, Д.А. Широков «Анализ возможности применения «нефтяных» технологий для эксплуатации скважин

углеметановых месторождений», Газовая промышленность, сентябрь 2009, с. 52-55

31. В.Г. Карамышев и др. «Повышение эффективности эксплуатации обводненных скважин штанговыми насосами», Интервал, 2008, №8, с. 58-61

32. A.M. Карасевич, Н.М. Сторонский, В.Т. Хрюкин «Реализация стратегии освоения метаноугольных месторождений Кузбасса», Газовая промышленность, 2009, № 10, с. 24-28

33. A.M. Карасевич, В.Т. Хрюкин, Б.М. Зимаков и др. «Кузнецкий бассейн - крупнейшая сырьевая база промысловой добычи метана из угольных пластов», М.: Издательство Академии Горных наук., 2001. - 62 с.

34. Билл Лэйн «Опыт модернизации штанговых винтовых насосов», Технология ТЭК приложение к журналу «Нефть и капитал», 2005, №3, с. 4849

35. Б.П. Минеев «Модернизация или создание нового скважинного штангового насоса», Нефтяное хозяйство, 2004, №4, с. 100-101

36. Е.Д. Мокроносов «Повышение надежности скважинных штанговых насосов», OIL and GAZ JOURNAL, 2007, №6, c.49-53

37. Е.Д. Мокроносов «Повышение эксплуатационной надежности скважинного штангового насоса», Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2007, №12, с. 43-44

38. И.И. Мутин и др. «Исследование стойкости образцов эластомеров для винтовых для винтовых насосов в промысловых жидкостях», Интервал, 2003, №4, с. 68-74

39. И.И. Мутин и др. «Оценка влияния условий эксплуатации на долговечность эластомеров скважинных винтовых насосов для добычи нефти», Интервал, 2004, №4-5, с. 31-37

40. В.В. Плясов «Одновинтовые насосы с погружными электродвигателями типа ЭВН и ЭВНОП для добычи нефти производства ОАО «ГМС насосы», Инженерная практика,2011, №9, с 48-51

41. «Рекомендации по строительству, заканчиванию и освоению скважин для добычи метана из угольных пластов Талдинской и Нарыкско-Осташкинской площадей Кузбасса», Р Газпром 2-3.2-337-2009. Москва, 2009

42. М.Е. Рожкин «Исследование работы штангового скважинного насоса на лабораторной установке с пневматическим приводом», Изв. ВУЗов Нефть и газ, 2009, №5, с. 69-75

43. М.Н. Степнов «Статистические методы обработки результатов механических испытаний» Справочник. - М.: Машиностроение, 1985. - 232с.

44. Н. М. Сторонский, В. Т. Хрюкин, Д. В. Митронов, Е. В. Швачко «Нетрадиционные ресурсы метана угленосных толщ», Российский химический журнал, 2008, Том LII, №6, с. 63-72

45. Б. Султанов, Д. Сидоркин «Затраты мощности поверхностного привода винтовой насосной установки», Технологии ТЭК приложение к журналу «Нефть и капитал», 2005, №3, с. 31-34

46. K.P. Уразаков и др. «Комплексный показатель надежности насосного оборудования», Нефтяное хозяйство, 2009, №1, с.78-81

47. K.P. Уразаков и др. «Применение винтовых насосов с поверхностным приводом для добычи нефти», Нефтяное хозяйство, 2003, №6, с. 108-110

48. В.Т. Хрюкин, Н.М. Сторонский, А.Н. Васильев, A.B. 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.

49. В.Т. Хрюкин, Н.М. Сторонский, Д.А. Сизиков, A.B. Кирильченко, Е.В. Швачко «Запасы метана в угольных пластах - реальный резерв расширения сырьевой базы ОАО «Газпром», Газовая промышленность, 2009, спецвыпуск 633, с. 65-69

50. В.Т. Хрюкин, Н.М. Сторонский, А.Н. Васильев, A.B. 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

51. В.Т. Хрюкин, Н.М. Сторонский, Б.М. Зимаков, Л.Ю. Васильченко, Ю.М. Жуков, Д.В. Митронов, Т.С. Попова, Д.А. Сизиков, A.B. Кирильченко, Е.В. Швачко «Временные методические рекомендации по подсчету запасов метана в угольных пластах как самостоятельного полезного ископаемого», Р Газпром 2-3.1-341-2009. Москва, 2009

52. В.Т. Хрюкин, Н.М. Сторонский, Б.М. Зимаков, Л.Ю. Васильченко, Ю.М. Жуков, Д.В. Митронов, Т.С. Попова, Д.А. Сизиков, A.B. Кирильченко, Е.В. Швачко «Временное методическое руководство по составлению проектной документации на разработку метаноугольных месторождений», Р Газпром 2-3.2-340-2009. Москва, 2009

53. Под редакцией В.Д. Череновского «Угольная база России. Том 6 (Сводный, заключительный). Основные закономерности углеобразования и размещения угленосности на территории России», М.: Геоинформцентр, 2004.- С. 430-453.

54. Р.Б. Шигапова, К.И. Архипов «Применение винтовых штанговых установок при добыче нефти и повышении пластового давления в ОАО «Татойлгаз», Технологии нефти и газа, 2009, №5, с. 55-57

55. Р.Б. Шигапова «О перспективах применения винтовых насосов», Нефтепромысловое дело, 2009, №9, с. 46-49

56. «Штанговая насосная установка», Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 2006, №6, с. 41

57. Ю.Е. Якубовский и др. «Системный подход при выборе показателей надежности скважинных штанговых насосных установок», Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 2006, №9, с. 100-106

58. Anna L.O./Ground water flow associated with coalbed gas production, Ferron Sandstone, east-central Utah/ International Journal of Coal Geology 56 (2003) 69-95

59. Logan T.L., Mavor M.J. and Khodaverdian/Optimizing and Evaluation of Open-Hole Cavity Completion Techniques for Coal Gas Wells/ Proceedings of the 1993 International Coalbed Methane Symposium., p.609, The University of Alabama/Tuscaloosa, May 17-21, 1993

60. Willis Charles/Drilled core holes key to coalbed methane project/OGJ-1995- Vol.93, No.10. - P.73

61. Young G.B.C./Coal Reservoir Characteristics From Simulation of the Cedar Hill field San Juan basin/Quarterly Review of Methane Technology/Gas Research Institute, - Vo.10, No.l, July,p.6-9,1992

62. Youming Xiong, Min Tong/The research on coalbed completion techniques -the key to exploit coalbed methane resource/ International Conference Proceedings, Beijing, 17-21 .October 1995