Permanente Überwachung des dynamischen Fluid-Levels

Untertägig angetriebene Exzenterschneckenpumpe liefert Druck- und Temperaturdaten

Eine speziell konstruierte, unterirdisch angetriebene Exzenterschneckenpumpe sorgt für die Erhöhung des Wirkungsgrades bei der Förderung eines Öl-Wassergemischs bei gleichzeitiger Kosten- und Ressourcenreduktion. 

Darüber hinaus ermöglicht das PCP-System die permanente Überwachung der dynamischen Flüssigkeitsstände aus der Tiefe des Bohrlochs. 

Blick hinter die Kulissen

Bis Ende 2019 förderte die Neptune Energy Deutschland GmbH an einem ihrer Standorte im emsländischen Ölfeld Bramberge nach dem Gaslift-Prinzip ein Öl-Wassergemisch mit hohem Gasanteil an die Oberfläche. Das bewährte Verfahren wird zwar aufgrund seiner Zuverlässigkeit häufig eingesetzt, ist jedoch energieintensiv und teuer. „Die Förderung auf dem Ölfeld Bramberge erfolgt seit Jahrzehnten über das sogenannte Gaslift-Prinzip“, so Jörg Eitler, Leiter des globalen Geschäftsfeldes Öl & Gas Upstream bei der NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH. „Dabei wird unter hohem Druck Begleitgas in die Steigleitung der Bohrung eingepresst, wodurch die Öl-Wassersäule an die Oberfläche gedrückt wird.“ Auch bei der Bohrung von Neptune Energy war dieses zuverlässige Verfahren bis Ende 2019 im Einsatz. Doch diese Art der Förderung hat einen entscheidenden Nachteil: Aufgrund ihres hohen Energiebedarfs weist sie einen sehr schlechten Wirkungsgrad auf.

Herausforderung angenommen

Um den Wirkungsgrad der Ölförderung vor Ort zu optimieren, entschieden deshalb die Verantwortlichen bei Neptune Energy, die Fördertechnologie zu wechseln. Ihre Wahl fiel auf eine untertägig angetriebene Exzenterschneckenpumpe, ein Electric Submersable PCP-System, der NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH aus Waldkraiburg, das für niedrige Förderraten und einen hohen freien Gasanteil auslegbar ist. „Die Herausforderung für uns bestand darin, eine technische Lösung anzubieten, die genauso zuverlässig ist wie das Gaslift-Verfahren und gleichzeitig besonders flexibel“, so Eitler. „Das System sollte sich an die wechselnden Randbedingungen im Einsatz anpassen lassen – und zwar auch im installierten Zustand direkt im Bohrloch.“ Zusätzlich sollte das neue System einen Druck von 10 bar an der Oberfläche sicherstellen. Darüber hinaus benötigte der Betreiber zuverlässige Druck- und Temperaturdaten aus einer Tiefe von etwa 1.000 m im Bohrloch. Aufgrund dieses Anforderungsprofils mit niedriger Förderrate, wechselnden Förderbedingungen einschließlich eines hohen freien Gasanteils und dem Bedarf an ständigen Einsatzinformationen schlug NETZSCH ein ESPCP-System mit Downhole-Sensorik vor.

Die Besonderheit dieser Pumpe besteht darin, dass der Rotor nicht über eine sehr lange Welle beziehungsweise ein Gestänge von einem oberirdischen Drivehead angetrieben wird, sondern sowohl die Förderelemente als auch der Motor im Bohrloch versenkt sind. „Der Motor beziehungsweise die Lagereinheit ist über einen Biegestab direkt mit dem Rotor verbunden, alle radialen und axialen Kräfte des Rotors werden durch ein spezielles, untertägiges Lagergehäuse abgefangen“, erklärt der Ingenieur von NETZSCH. „Zudem befindet sich auch die dynamische Dichtung im Bohrloch.“ Auf diese Weise sind Umweltbelastungen durch Leckagen über Tage ausgeschlossen. Bei der Auslegung der Pumpe musste die extreme Flexibilität bei unterschiedlichen Einsatzbedingungen berücksichtigt werden. Das heißt, dass auch bei sehr niedriger Förderrate beziehungsweise besonders hohem freien Gasanteil die Motorkühlung gewährleistet sein musste. Da es keine gesicherten Angaben zum Pumpeneingangsdruck (dynamischen Fluid Level) gab, wurde das Druckvermögen der Pumpe (Rotor-Stator-Kombination) mit einem hohen Sicherheitsfaktor ausgewählt. „Gerade bei diesem Aggregat, das über einen Rotor mit kleinem Durchmesser verfügt und sich durch eine niedrige Förderrate auszeichnet, wurde genügend Materialfestigkeit berücksichtigt“, so Eitler. Darüber hinaus wurde das Pumpensystem zusätzlich mit einer vollständigen Downhole-Sensorik ausgestattet. Diese umfasst Druck-, Temperatur- und Vibrationssensoren und liefert Daten über den Druck an der Pumpe, aus denen man Rückschlüsse über den dynamischen Spiegel des Fluids im Bohrloch ziehen kann, Daten zur Temperatur an der Pumpe und, wichtig für die Störungsfrüherkennung, die Daten zur Vibration. Die Signale werden über das vorhandene Stromkabel an die Oberfläche geleitet und für die zentrale Steuerung verwendet.

Exzellent gelöst

Der Einbau des ESPCP-Pumpensystems in einer Tiefe von ca. 1000 m und seine Inbetriebnahme erfolgten Mitte November 2019. Seither ist es zur vollen Zufriedenheit des Ölfeldbetreibers im Einsatz. Mit der speziellen Frequenzregelung lässt sich das System, das pro Tag etwa 9 m³ Öl fördert, jeweils an die tatsächlichen Betriebsbedingungen unter Tage anpassen. Zudem führte das freie Gas zu keinem Moment zu einem „Gas Lock“, also zu einer Blockade innerhalb der Pumpe. Aufgrund des höheren Wirkungsgrads des Systems ließ sich zusätzlich eine deutliche Energieeinsparung erzielen. „Dieser Einsatz der ESPCP stellt einen Meilenstein im Bereich der Ölfördertechnologie dar“, erläutert Eitler. Durch die Reduktion des Energieverbrauchs konnte nicht nur eine deutliche Kostenoptimierung erreicht werden, das System stellt außerdem einen wichtigen Schritt in Richtung Digitalisierung von Ölfeldern dar: „Gerade bei Marginal Wells/Fields ist die Druckinformation in der Bohrung beziehungsweise eine ständige Überwachung des Dynamic Fluid Levels der Schlüssel für einen erfolgreichen Betrieb der Felder. Besonders bei einem niedrigen Ölpreis auf dem Weltmarkt können diese Daten ein Entscheidungskriterium für den weiteren Betrieb stark verwässerter Felder bilden. Das ist Ölförderung 4.0!“ resümiert Eitler.

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NETZSCH ESPCP

 

  • Medium: Öl-Wassergemisch mit Gasanteil bis über 90%
  • Fördermenge: Etwa 9 m³ Öl pro Tag
  • Druck: 10 bar an der Oberfläche
  • Drehzahl: 100 – 500 U/min
  • Einsatztiefe: Circa 1.000 Meter unter der Erdoberfläche

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