Maciej Dêbiñski, Grzegorz Rachwalski, Artur dziebko*

Transkrypt

1 WIERTNICTWO NAFTA GAZ TOM 27 ZESZYT Maciej Dêbiñski*, Grzegorz Rachwalski*, Artur dziebko* INSTALACJA GAZOD WIGU NURNIKOWEGO ORAZ ERDZIOWEJ POMPY WG ÊBNEJ W ZAWADNIAJ CYCH SIÊ ODWIERTACH GAZOWYCH WYNIKI PRÓB PRZEPROWADZONYCH W PGNIG S.A. ODDZIA W SANOKU 1. WPROWADZENIE Utrzymuj¹cy siê w ci¹gu ostatnich kilku lat dosyæ wysoki poziom cen ropy naftowej i powi¹zany z nim poziom cen gazu ziemnego spowodowa³ wzrost zainteresowania odwiertami gazowymi znajduj¹cymi siê w koñcowej fazie eksploatacji. Ekonomicznie uzasadnione sta³o siê wydobywanie gazu z odwiertów o ma³ych wydajnoœciach i z wysokim wyk³adnikiem wodnym. Za takim podejœciem przemawia te dba³oœæ o uzyskanie mo liwie maksymalnego wspó³czynnika sczerpania zasobów. Mo liwe sta³o siê zastosowanie alternatywnych, czêsto wymagaj¹cych wysokich pocz¹tkowych nak³adów, metod usuwania wody z odwiertów gazowych. Korzystaj¹c ze sprzyjaj¹cej koniunktury postanowiono przetestowaæ ró ne, od powszechnie stosowanych, sposoby usuwania wody z odwiertów gazowych. W pierwszej kolejnoœci rozpoczêto testy gazodÿwigu nurnikowego ( plunger lift) oraz erdziowej pompy wg³êbnej. 2. TESTY GAZOD WIGU NURNIKOWEGO W 2009 roku, po zgromadzeniu niezbêdnych informacji oraz po analizie doœwiadczeñ z niezbyt udanych wczeœniejszych prób, przyst¹piono do selekcji odwiertów, w których optymalne by³oby zainstalowanie gazodÿwigu nurnikowego. * PGNiG S.A. Oddzia³ w Sanoku 101

2 W Oddziale w Sanoku, powszechnie, jako metodê usuwania wody z odwiertów stosuje siê syfonowanie oraz œrodki pianotwórcze i dla wiêkszoœci odwiertów s¹ to metody najbardziej odpowiednie. Lecz istnieje grupa odwiertów, których parametry eksploatacyjne wskazuj¹, e byæ mo e lepsz¹ alternatyw¹ dla nich by³by gazodÿwig nurnikowy. Diagram doboru metod usuwania cieczy z odwiertów gazowych skonstruowany przez firmê Weatherford (rys. 1) wyraÿnie zakreœla obszar parametrów eksploatacyjnych, dla których w pierwszej kolejnoœci nale a³oby rozwa yæ zastosowanie gazodÿwigu nurnikowego (odwierty ze stosunkowo niedu ¹ iloœci¹ wody poni ej 15 m 3 /d, z niskim ciœnieniem g³owicowym ruchowym do 2 MPa, z wyk³adnikiem gazowym w zakresie 2000 do nm 3 /m 3 ). Dok³adn¹ analizê wstêpnie wytypowanych odwiertów przeprowadzono w oparciu o wzór Fossa Gaula [1, 2]. Rys. 1. Diagram doboru metod usuwania cieczy z odwiertów gazowych skonstruowany przez firmê Weatherford [4] Wyselekcjonowane pod wzglêdem parametrów eksploatacyjnych odwierty przeanalizowano nastêpnie pod k¹tem stanu uzbrojenia wg³êbnego. Z uwagi na to, e wymiana czy modyfikacja uzbrojenia wg³êbnego wymaga zat³oczenia odwiertu, co mo e skutkowaæ jego ca³kowitym zalaniem bez mo liwoœci póÿniejszego wywo³ania, odrzucono wszystkie od- 102

3 wierty wymagaj¹ce przezbrojenia, tj. odwierty selektywne, wyposa one w paker z d³ugim odcinkiem rur poni ej pakera oraz z kombinowan¹ kolumn¹ rur wydobywczych. Kolejnym etapem selekcji by³o sprawdzenie dro noœci zasuw w g³owicy eksploatacyjnej i rur wydobywczych oraz ich szczelnoœci. Po udanym szablonowaniu mo na by³o zapi¹æ dolny amortyzator i przyst¹piæ do przystosowania wyposa enia napowierzchniowego. Pierwszym, w ten sposób wytypowanym obiektem by³ odwiert Moderówka 6 (rys. 2), udostêpniaj¹cy z³o e o bardzo niskiej przepuszczalnoœci, uzbrojony w kolumnê eksploatacyjn¹ rur ok³adzinowych o œrednicy 4 1/2" i wydobywczych 2 3/8". Odwiert ten po osi¹gniêciu wydobycia wody 400 l/dobê, przy wydajnoœci gazu jedynie 900 nm 3 /dobê i g³êbokoœci 2100 m zacz¹³ zachowywaæ siê niestabilnie. Rys. 2. G³owica odwiertu Moderówka 6 z zainstalowanym gazodÿwigiem nurnikowym ród³o: [archiwum autorów] 103

4 Rys. 3. Schemat g³owicy odwiertu Moderówka 6 z zainstalowanym gazodÿwigiem nurnikowym oraz dawkownikiem metanolu W pierwszym etapie zainstalowano gazodÿwig nurnikowy uruchamiany rêcznie. Poprzez poprawienie efektywnoœci wynoszenia wody w trakcie syfonowania ustabilizowano pracê odwiertu. Nastêpnie, zamontowanie automatyki (rys. 3) pozwoli³o na zmniejszenie wielkoœci odbudowy ciœnienia g³owicowego, które wczeœniej, w celu uzyskania odpowiedniej energii potrzebnej do wyniesienia jednorazowo du ej porcji wody, by³o utrzymywane na wysokim poziomie. Jednak ze wzglêdu na bardzo strom¹ krzyw¹ produktywnoœci odwiertu wzrost wydobycia okaza³ siê niewielki (w pierwszym etapie po obni eniu ciœnienia g³owicowego o 25% uzyskano wzrost wydobycia gazu o 10%). W tym przypadku g³ównym efektem zastosowania tej metody jest przed³u enie eksploatacji odwiertu. Pocz¹tkowo, po uruchomieniu automatyki, cykl pracy odwiertu wygl¹da³ nastêpuj¹co (rys. 4): wynoszenie wody 7 min., eksploatacja ok. 2 min., opadanie t³oka plus odbudowa ciœnienia ok. 5 1/2 godz. Wydobycie gazu w jednym cyklu œrednio 250 nm 3, wody ok. 120 l. Zastosowano najprostszy i zarazem najtañszy uk³ad konwencjonalnego gazodÿwigu nurnikowego, sterowanego czasowo, z czujnikiem przybycia t³oka oraz oprogramowaniem umo liwiaj¹cym utrzymanie optymalnej prêdkoœci wynoszenia wody. W pierwszych dniach eksploatacji wyst¹pi³ problem z tworzeniem siê hydratów w g³owicy odwiertu, które powodowa³y przychwycenie t³oka. Rozwi¹zano go poprzez zamontowanie dawkownika podaj¹cego metanol bezpoœrednio do œluzy. Nastêpnie okaza³o siê, e t³ok wynosz¹c wodê nie zawsze dociera do œluzy zatrzymuje siê na wysokoœci wieszaka rur w g³owicy. Nie przeszkadza³o to w skutecznym usuwaniu wody z odwiertu, jednak zaburza³o pracê systemu. Powodem utykania t³oka w wieszaku rur wydobywczych jest to, 104

5 e g³owica odwiertu posiada wieszak 2 7/8" i zasuwy 2 9/16", czyli o œrednicy wiêkszej od œrednicy podwieszonych rur wydobywczych 2 3/8". Szybkim i skutecznym rozwi¹zaniem okaza³o siê zwiêkszenie prêdkoœci t³oka tak, aby dziêki bezw³adnoœci pokona³ on odcinek od ³¹cznika 2 3/8" 2 7/8" do œluzy. Wystarczaj¹ca okaza³a siê prêdkoœæ 300 m/min, bêd¹ca górn¹ granic¹ prêdkoœci zalecanych przez producentów t³oków. Czas [min] Rys. 4. Przebieg fragmentu cyklu eksploatacji odwiertu Moderówka 6 ród³o: [autor] Nastêpne urz¹dzenie zosta³o zainstalowane w odwiercie Tulig³owy 35, o podobnej g³êbokoœci i wydajnoœci, lecz o znacznie lepszych parametrach z³o owych. W najbli szych dniach bêd¹ znane efekty jego pracy. 3. TESTY ERDZIOWEJ POMPY WG ÊBNEJ W marcu 2008 roku, po niespe³na dwóch latach eksploatacji, odwiert Terliczka 4 udostêpniaj¹cy pojedynczo zachodni blok z³o a Terliczka uleg³ ca³kowitemu zawodnieniu. Systematycznie rosn¹cy od pocz¹tku eksploatacji wyk³adnik wodny, w koñcowej fazie eksploatacji osi¹gn¹³ wielkoœæ ponad 800 g/nm 3. Pomimo dawkowania œrodków pianotwórczych oraz prób syfonowania do ciœnienia atmosferycznego usuwanie wody okaza³o siê niemo liwe. Wiêkszoœæ oszacowanych zasobów gazu ziemnego pozosta³a niewyeksploatowana. Nie by³o ju mo liwoœci kontynuowania eksploatacji odwiertu bez dostarczenia z zewn¹trz energii potrzebnej do wyniesienia wody. Kwesti¹ sta³ siê wybór metody. Dla tego 105

6 odwiertu optymalne wydawa³y siê dwie metody: wg³êbna pompa œrubowa ( PCP ) albo wg³êbna pompa erdziowa. Za pierwsz¹ metod¹ przemawia³y zw³aszcza ma³e gabaryty wyposa enia napowierzchniowego, za drug¹ doœwiadczenie personelu, dostêpnoœæ u ywanych urz¹dzeñ pompowych oraz ³atwoœæ zasilania ich gazem ziemnym. Dodatkowo, brane pod uwagê do pompowania w nastêpnej kolejnoœci odwierty by³y znacznie g³êbsze i stosowanie w nich PCP by³oby utrudnione, je eli nie niemo liwe. Rys. 5. uraw pompowy i urz¹dzenia technologiczne przy odwiercie Terliczka 4 W paÿdzierniku 2008 roku, po zainstalowaniu w odwiercie erdziowej pompy wg³êbnej, rozpoczêto ponownie jego eksploatacjê (rys. 5). Po usuniêciu wody z odwiertu i strefy przyodwiertowej, po 10 dniach pompowania przyp³yw gazu do odwiertu pozwoli³ na w³¹czenie go do kolektora zdawczego. Dalsze 20 dni trwa³o oczyszczanie strefy przyodwiertowej z wody. Po tym okresie wydobycie gazu ustabilizowa³o siê na poziomie 2800 nm 3 /d, a wody 2,8 sm 3 /d. Wydobycie gazu osi¹gnê³o poziom sprzed zastawienia (w wyniku zalania wod¹), jednak wyk³adnik wodny ustabilizowa³ siê na poziomie ponad 1000 g/nm 3, co œwiadczy, e d³u szy czas przed zawodnieniem siê odwiertu, pomimo stosowania œrodków pianotwórczych, woda nie by³a skutecznie usuwana i gromadzi³a siê w strefie przyodwiertowej. Odwiert eksploatuje ju ponad rok i w tym czasie wydoby³ ju jeden milion nm 3 gazu, przy wzroœcie wyk³adnika wodnego do oko³o 1100 g/nm 3 (rys. 6). 106

7 Wydobycie miesiêczne gazu [tys. m 3 ] Wyk³adnik wodny [g/m 3 ] Rys. 6. Przebieg eksploatacji odwiertu Terliczka 4 Test mia³ równie s³u yæ doborowi odpowiednich urz¹dzeñ i materia³ów zestawu pompowego, zapewniaj¹cych ich bezawaryjn¹ i wymagaj¹c¹ jak najmniej obs³ugi pracê. Ze wzglêdu na obawy, e najwiêkszym problemem bêdzie zagazowanie pompy zastosowano podwójne zabezpieczenie przed tym zjawiskiem: sito pompy umiejscowiono nieznacznie poni ej perforacji (na ile pozwala³a kieszeñ) oraz zastosowano pompê specjalnej konstrukcji (rys. 7) cylinder ze zmiennym przeciekiem (variable slippage pump). Taka konstrukcja pompy zmniejsza jej sprawnoœæ, lecz równoczeœnie chroni przed powstaniem blokady gazem, dodatkowo w przypadku ca³kowitego spompowania p³ynu chroni zestaw pompowy przed szkodliwymi udarami, tzw. fluid pound. Ze wzglêdu na brak siarkowodoru i dwutlenku wêgla w wydobywanym p³ynie zastosowano niedrogi zestaw materia- ³ów powszechnie stosowany w odwiertach pompuj¹cych ropê bezsiarkow¹. Najbardziej obawiano siê przedwczesnego zu ycia g³adzi cylindra wykonanego ze stali z wykoñczeniem powierzchni przez nitronawêglanie. Po rocznej pracy, na wg³êbnych elementach zestawu, nie zaobserwowano adnych objawów korozji, zu ycie g³adzi cylindra i t³oka mieœci³o siê w normie, a zawory wykonane ze stopu chromo-molibdeno-wolframowego by³y nadal szczelne. Wyposa enie napowierzchniowe zaprojektowano tak, aby instalowaæ jak najmniej dodatkowych urz¹dzeñ. Z tego wzglêdu za³o ono, e woda bêdzie wt³aczana do gazoci¹gu i razem z gazem transportowana do separatora w oœrodku zbioru gazu i tam oddzielana, opomiarowywana i wywo ona do zat³aczania. Wysokie ciœnienie oddania gazu od 4,5 do 107

8 5 MPa, stworzy³o problem odpowiedniego uszczelnienia laski pompowej. W pierwszej fazie zastosowano klasyczny wysokociœnieniowy d³awik typu Hercules NACE Big Stuff, który ze wzglêdu na to, e g³owica nie by³a zamontowana idealnie pionowo, zupe³nie siê nie sprawdzi³ i po kilku dniach musia³ byæ zast¹piony d³awikiem umo liwiaj¹cym skorygowanie braku wspó³osiowoœci laski pompowej i g³owicy. D³awik Hercules Double Packed Stuffing Box umo liwi³ ju pracê urz¹dzenia, ale wymaga³ czêstej obs³ugi (smarowanie 1 do nawet 4 razy na dobê). Aby rozwi¹zaæ ten problem zastosowano d³awik firmy Harbison Fisher Injecta Box umieszczony na wahliwej podstawie, dodatkowo wyposa ony w zawór zamykaj¹cy wylot odwiertu w przypadku urwania siê czopu laski pompowej (rys. 8). Uszczelnienie laski stanowi w nim plastyczna mieszanka teflonu, grafitu i smaru. Na laskê zosta³a na³o ona mosiê na nak³adka maj¹ca poprawiæ odprowadzanie ciep³a z elementu uszczelniaj¹cego. Niestety, po kilku dniach pracy laska pompowa uleg³a zatarciu w d³awiku. W celu poprawy funkcjonowania d³awika zainstalowano dodatkowo smarownicê laski pompowej. Z tym prostym usprawnieniem uszczelnienie zaczê³o pracowaæ poprawnie, nie wymagaj¹c zbyt czêstej obs³ugi. Rys. 7. Zasada dzia³ania pompy VSP [3] 108

9 Rys. 8. D³awik Injecta Box a) uszczelniacz z wype³nieniem plastycznym; b) zawór bezpieczeñstwa; c) przegub wahliwy [3] Do napêdu urawia pompowego zastosowano silnik gazowy. Pocz¹tkowo by³ to doœæ ju mocno wyeksploatowany czterocylindrowy silnik Waukesha, który po awarii zast¹piono powszechnie stosowanym w USA do napêdu urawi pompowych, jednocylindrowym silnikiem Arrow. Wyposa ony w autostart i prosty programator czasowy pozwoli³ na zmniejszenie czynnoœci obs³ugowych przy odwiercie. Wraz z nastaniem pierwszych mrozów okaza³o siê, e pomimo dawkowania metanolu, reduktory na linii podaj¹cej gaz do silnika zamarzaj¹. Problem rozwi¹zano poprzez umieszczenie ich w termoizolacyjnej obudowie oraz zainstalowanie na gazoci¹gu taœm grzewczych zasilanych z alternatora silnika. Zastosowany system, po kilku usprawnieniach okaza³ siê w miarê niezawodny i niewymagaj¹cy zbyt wielu czynnoœci obs³ugowych. W chwili obecnej, ze wzglêdu na brak monitoringu obs³uga kopalni raz na dobê przeprowadza oglêdziny urz¹dzenia i dokonuje ewentualnego uzupe³nienia œrodków smaruj¹cych g³owicy pompowej. Bogatszy o doœwiadczenia zdobyte w trakcie pompowania wody z odwiertu Terliczka 4, PGNiG SA oddzia³ w Sanoku instaluje obecnie podobne zestawy na kolejnych z³o- ach. W przypadku z³o a Jod³ówka wyzwaniem s¹ du o wiêksze g³êbokoœci, od 2000 do 3000 m. LITERATURA [1] Lea J.F., Nickens H.V., Wells M.R.: Gas Well Deliquification. Elsevier,

10 [2] Materia³y ze szkolenia Gas Well Deliquification: Identifying Liquid Loading Analizing Trouble Shooting Plunger Lift Wells Wichita Falls, paÿdziernik 2008 [3] Materia³y reklamowe firmy Harbison-Fisher [4] prod_gas-welldeliquification.hcsp 110