Содержание к диссертации
Введение
Глава. Анализ опыта добычи метана из угольных пластов. Задачи исследования 9
1.1 Зарубежный опыт добычи метана из угольных пластов 9
1.2 Ресурсная база метана России 14
1.3 Технология эксплуатации скважин по добыче метана из угольных пластов 18
1.4 Применяемые технологии откачки пластовой жидкости 20
1.5 Преимущества применения УЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов 31
1.6 Задачи исследования и пути решения 32
Глава. Методики исследования возможности и эффективности применения скважинных насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов 33
2.1 Уточненная методика подбора УЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов 33
2.2 Методика проведения стендовых испытаний 42
2.3 Методика анализа данных с экспериментальных скважин 49
2.4 Выводы по второй главе 52
Глава. Стендовые испытания ступеней основных элементов скважинных установок в условиях, имитирующих условия скважин по добыче метана из гольных пластов 53 CLASS
3.1 Описание стендов 53
3.1.1 Стенд для исследования комплексных характеристик ступеней ЭЦН для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов 53
3.1.2 Стенд для исследования износа ступеней ЭЦН
3.2 Результаты стендовых испытаний 56
3.3 Анализ результатов полученных данных
3.4 Стендовые исследования работы ступеней центробежных насосов на водо-газовой смеси 75
3.5 Результаты стендовых испытаний винтовой пары штанговых винтовых насосов 79
3.6 Результаты стендовых испытаний рабочей пары штанговых насосов 88
3.7 Выводы по третьей главе 95
4 Глава. Промысловые испытания насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов 99
4.1 Талдинское месторождение - объект промысловых испытаний насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов ..99
4.2 Результаты промысловых испытаний 108
4.3 Анализ полученных результатов 121
4.4 Выводы по четвертой главе 128
5 Глава. Анализ режимов работы установок электроприводных центробежных насосов при разных условиях их эксплуатации 130
5.1 Постоянная откачка пластовой воды из скважин по добыче метана из угольных пластов 130
5.2 Циклическая откачка пластовой воды из скважин по добыче метана из угольных пластов 131
Выводы по пятой главе 138
Заключение 140
Библиография
- Технология эксплуатации скважин по добыче метана из угольных пластов
- Методика проведения стендовых испытаний
- Результаты стендовых испытаний
- Талдинское месторождение - объект промысловых испытаний насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов
Введение к работе
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 исследования является определение возможности и эффективности применения стандартных скважинных насосных установок для откачки пластовой жидкости из скважин по добыче метана из угольных пластов.
Задачи исследования
-
Уточнить методику подбора скважинных насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов.
-
Разработать методику проведения стендовых испытаний основных элементов скважинных насосных установок в условиях, приближенных к условиям работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов.
-
Провести стендовые испытания основных элементов скважинных насосных установок для определения их рабочих показателей и рациональных областей применения в скважинах по добыче метана из угольных пластов.
-
Подобрать скважинные насосные установки для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов на Таллинской площади в Кузбассе.
-
Разработать методику получения и анализа данных со скважин по добычи метана из угольных пластов на Таллинской площади в Кузбассе.
-
Проанализировать данные, 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».
По результатам исследований опубликовано 14 печатных работ, в том числе - 9 работ опубликована в журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Технология эксплуатации скважин по добыче метана из угольных пластов
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, 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 характеризуются высокой концентрацией - до 3 млрд. м /км .
В результате экспериментальных работ планируется подготовить первоочередные площади в Кузбассе к промышленной добыче метана 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, 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.
Методика проведения стендовых испытаний
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 0,35-0,5). 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.
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.
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.
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.
Результаты стендовых испытаний
Устройство стенда выгодно отличает его от зарубежных аналогов, прежде всего по оригинальности и простоте конструкции, а также точности измерения рабочих параметров. Модернизированный при участии автора стенд многократно использовался для проведения испытаний, что позволяет утверждать, что результатам испытаний на нем можно доверять.
Стенд для износа ступени в модельной жидкости представляет собой электропривод, ось вращения выходного вала которого расположена вертикально по отношению к емкости с модельной и жидкостью (схема представлена на рис.2.6). Емкость (V = 10 л) с модельной жидкостью жестко крепится в основании стенда, в емкости закрепляется с помощью специальных зажимов направляющий аппарат. Внутри направляющего аппарата размещается рабочее колесо, которое вращается с помощью специально разработанного вала. Вал соединяется с валом привода стенда и обеспечивает передачу крутящего момента на рабочие колеса. В стенде размещаются от одной до трех ступеней (направляющий аппарат + рабочее колесо). Нагрузка на рабочие колеса осуществляется с помощью специального нагрузочного устройства, величина осевой нагрузки составляет 4 Н на ступень. Рабочая частота вращения вала привода составляет 1350 об/мин. Модельная жидкость, в соответствие с методикой проведения стендовых ресурсных испытаний, содержит на 1 л воды 5 г механических примесей ( 4 г - проппанта марки 16/40, 0,5 г - песка марки 100 Mesh и 0,5 г - угольной крошки и пыли размером до 2,5 мм).
Так как скважины для добычи метана из угольных пластов могут иметь разные дебиты пластовой воды, то сказать, какие виды ступеней будут использоваться при их эксплуатации, трудно. Поэтому для проведения стендовых испытаний были выбраны ступени ЭЦН5-30 (производство АО «АЛНАС») и ЭЦН5-80 (производство АО «ИжНефтеПласт»), так как оборудование именно этих типоразмеров наиболее часто применяется в нефтяной промышленности. Также эти ступени могут быть использованы при откачке пластовой воды из углеметановых скважин.
Стендовые исследования, как и было запланировано в методике, проходили в два этапа. На первом этапе снималась характеристика ступени. На втором этапе ступени ЭЦН проходили ресурсные испытания (испытание на изнашивание). После изнашивания снималась характеристика изношенной ступени и сравнивалась с исходной характеристикой до изнашивания.
Всего испытания проводились на 10 ступенях (по 5 ступеней каждого типоразмера). Результаты испытаний по построению комплексной характеристики ступеней ЭЦН5-30 и ЭЦН5-80 представлены в табл.3.1 и 3.2 и на рис.3.2 и 3.3. Табл. 3.1 - Экспериментальные данные насоса ЭЦН5-80 (пересчет на 1 ступень) до износа
Полученные характеристики стали основой для сравнения рабочих показателей новых ступеней и после испытания на износ.
После снятия характеристики, ступени ЭЦН5-80 и ЭЦН5-30 проходили ресурсные испытания в модельной жидкости (смотри Главу 3 раздел 1.2) в соответствии с методикой (смотри Глава 2 раздел 2) после ступени вновь были установлены на первый стенд для получения комплексной характеристики. a)
Конструкция рабочего колеса (а - рабочая ступень, замерялись указанные размеры и масса до и после испытаний; б - направляющий аппарат, замерялась только масса до и после испытаний) Табл. 3.3- Результаты испытаний на износ ступеней ЭЦН5- Номер испытания Дата испытания Масса колеса/ направляющег о аппарата (г) di (мм) D2 (мм) Ъг (мм) Do (мм) do (мм) Время проведения испытан ия (час) Частота вращения (об/мин) Z2TJS3 л XшX S
Результаты испытаний на износ ступеней ЭЦН5- Номер испытания Дата испытания Масса колеса/ направляющег о аппарата (г) d, (мм) D2 (мм) (мм) Do (мм) do (мм) Время проведения испытания (час) Частота вращения (об/мин) что масса рабочего колеса и направляющего аппарата незначительно изменялась. В большинстве случаев масса росла на 0,5 грамм. Например, первоначальная масса пластмассового рабочего колеса составляла 21,45 г. после испытаний на износ 22 г. Здесь возможно набухание или налипание. При испытании чугунного рабочего колеса также произошло изменение массы с 115,9 г. до 116,6 г., что доказало налипание угольной пыли, так как разбухание чугунного колеса не возможно. Так же по данным таблицам виден износ диаметральных размеров пластмассового колеса на 0,2 мм (di с 29 до 28,8 и d0 с 17 мм до 16,8 мм). Табл. 3.5 - Экспериментальные данные насоса ЭЦН5-80 (пересчет на 1 ступень) после испытаний на износ (производство ОАО «ИжНефтеПласт») № замера ЧастотавращенияОб/мин Давление кгс/см2 Напор Н,м Расход 0, м3/сут Масса кг Мощность N,KBT
Талдинское месторождение - объект промысловых испытаний насосных установок для работы в скважинах по добыче метана из угольных пластов
В практике добычи нефти известно много работ, посвященных исследованию работы ЭЦН на газо-жидкостных смесях [28,37], однако всегда исследователей волновал вопрос о работе на смесях, имеющих значительные поверхностные силы натяжения (нефть+газ). Использование при проведении испытаний в качестве рабочей жидкости воды всегда сопровождалось введением в неё поверхностно-активных веществ (ПАВ) для обеспечения адекватности результатов. В случае работы УЭЦН в скважинах по добыче метана из угольных пластов основным компонентом откачиваемой смеси будет пластовая вода, обладающая низкой вязкостью и низким значением сил поверхностного натяжения; закачка ПАВ в скважины не предусматривается в связи с большими затратами на проведение таких операций. Поэтому вопрос о влиянии свободного газа (метан в воде практически не растворяется) на характеристику ЭЦН при откачке водо-воздушной модельной смеси (воздух имеет практически такой же коэффициент растворимости в воде, как и метан) было необходимо решить для уточнения методики подбора УЭЦН к метаноугольным скважинам.
Эксперименты проводились на том же стенде (рис. 3.1), что и при построении комплексной характеристики. Для определения влияния свободного газа на работу ступеней ЭЦН во всасывающий патрубок от компрессора через специальное устройство равномерно по площади патрубка подавался воздух с размером пузырьков в 0,5 — 1,2 мм. Количество воздуха определялось с помощью газового счетчика. По результатам экспериментов были построены характеристики, которые позволили определить критические величины свободного газосодержания на входе в первую ступень сборки ЭЦН. За критическое газосодержание было принято объемное содержание воздуха, при котором напор ступени снизился на 25%.
Испытания проводились на стенде фирмы «Новомет-Пермь», установленном в исследовательской лаборатории кафедры машин и оборудования для нефтяных и газовых промыслов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Результаты испытаний должны были дать ответ на вопрос о перспективности применения ступеней ЭЦН с открытыми рабочими колесами при откачке пластового флюида с высоким содержанием свободного газа, например - при работе в скважинах по добыче метана из угольных пластов.
Испытания проводились на сборках из 5 (Пяти ступеней) с использованием водопроводной воды без механических примесей. Температура испытаний - 18 С.
В качестве модельной среды «газ» использовался атмосферный воздух, подаваемый компрессором на прием насоса под давлением, равным давлению воды. Учет количества газа проводился с помощью газового расходомера, количества воды - расходомером жидкости; давлений -датчиками давлений (проверка - образцовыми манометрами); определение потребляемой мощности осуществлялось с помощью мотор-весов и датчиков частоты вращения вала электродвигателя.
После сборки и обкатки опытных ступеней и выявления возможности проведения испытаний, были проведены испытания для получения комплексной характеристики. Результат представлен на рис. 3.19.
Комплексная характеристика ступеней на воде. Оптимальный режим: подача-60 мЗ/сутки, напор-4,6 м, КПД-42% Для сравнения полученной характеристики (черные линии) на том же стенде были проведены испытания стандартных ступеней. В качестве сравнения были выбраны ступени насоса ЭЦНМ5-50 (как наиболее близкие по рабочим параметрам - условному диаметру, подаче и напору). Характеристики стандартных ступеней показаны на рис. 3.19 синим цветом.
Для дальнейших испытаний были выбраны несколько рабочих точек (см. рис. 3.19), соответствующих различной степени открытия задвижки на нагнетательной линии. При работе насосной сборки в указанных режимах на прием насоса вместе с водой подавался воздух, при этом проводились замеры всех параметров. Результаты пересчета напорной характеристики опытной ступени на равные величины свободного газосодержания представлены на рис. 3.20.
В связи с большими отличиями в условиях эксплуатации нефтяных скважин и скважин по добыче метана из угольных пластов (наличие угольной пыли, малая растворимость газа в пластовой жидкости, отсутствие смазывающей способности перекачиваемой жидкости, значительные перепады давления на приеме насоса и т.д.) применение винтовых насосов в скважинах по добыче метана из угольных пластов должно предваряться стендовыми испытаниями. Стендовые испытания проводились с целью выяснения возможности и эффективности работы серийно выпускаемых винтовых насосов на модельной жидкости, имитирующей пластовую воду 50, 51, 52а, 54 56 угольных пластов Таллинского месторождения в Кузбассе.
В результате испытания необходимо было построить комплексную характеристику винтового насоса при работе на модельной жидкости, а также выяснить место, характер и интенсивность износа рабочих элементов винтового насоса.
Так как скважины по добыче метана из угольных пластов могут иметь разные дебиты пластовой воды, то сказать, какие виды винтовых насосов будут использоваться при их эксплуатации, трудно. Поэтому для проведения стендовых испытаний были выбраны винтовые насосы 1 О-В-124 и 15-В-158 (поставлено ООО «ВНИИБТ - Буровой инструмент»), так как оборудование именно этих типоразмеров достаточно часто применяются в нефтяной промышленности. Также эти винтовые насосы могут быть использованы при откачке пластовой воды из скважин по добыче метана из угольных пластов. Винтовые насосы 10-В-124 и 15-В-158 имеют один и тот же диаметр винта 38,1. Винтового насоса 1 О-В-124 имеет номинальную подачу 10 куб.м/сутки при 100 оборотах винта, а 15-В-158 - 15 куб.м/сутки при 100 оборотах винта. Напор соответственно 1240 м и 1580 м.
Стендовые исследования винтового насоса проходили в три этапа, каждый из которых проходит на специальном стенде (рис.3.22), который находится в лаборатории кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. На первом этапе строилась характеристика винтового насоса. На втором этапе винтовые насосы проходили ресурсные испытания (испытание на изнашивание). После изнашивания снималась характеристика изношенной винтовой пары и сравнивалась с исходной характеристикой до изнашивания. На третьем этапе проводились испытания винтовых насосов на водо-воздушной смеси, имитирующей водо-газовую смесь скважин по добыче метана из угольных пластов.
