Полная версия

Главная arrow География arrow Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ОБ УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ

Анализ осложнений в эксплуатации пескопроявляющих скважин и средства защиты насосного оборудования

К наиболее существенным осложнениям в эксплуатации скважин относятся присутствие в добываемой жидкости механических примесей, отложения на поверхности оборудования солей, продуктов коррозии, парафина, различных смол и асфальтенов, гидратов. Все эти факторы осложняют процесс разработки нефтяных месторождений и повышают издержки производства [1].

Присутствие в добываемой продукции механических примесей имеет место во многих нефтедобывающих регионах России и зарубежных стран [2, 3]. Будучи абразивным материалом, они вызывают истирание оборудования, уменьшают ресурс электроприводных центробежных насосов, подъемных труб и т. д. Выносимый из пласта песок образует песчаные пробки на забое, скапливается в погружных насосах.

Уменьшение межремонтного периода основных средств, ремонт или покупка нового оборудования способствуют повышению себестоимости добываемой нефти и снижению рентабельности производства. Поэтому нефтяные компании вынуждены искать и принимать эффективные меры по уменьшению пескопроявлений и борьбе с отрицательным его воздействием на процесс нефтегазодобычи.

Наибольшие осложнения в эксплуатации пескопроявляющих скважин водозабора Ванкорского месторождения связаны с истиранием пар трения рабочих колес и неизбежной потерей подачи насосов, а также с образованием в межлопаточном пространстве песчаных пробок. В табл. 9 представлены данные по эксплуатации фонда водозаборных скважин ЦДНГ-1, включающие содержание взвешенных частиц в добываемой воде. Видно, что в воде, поступающей в скважины из пласта, содержится от до 10 000 мг/л механических примесей.

Анализируемый фонд скважин по ЦДНГ-1 Ванкорского месторождения на 01.01.2013 г. составляет 47 ед.

зз

Таблица 9

Технологические данные по эксплуатации скважин водозабора

№ скважины

Напор ЭЦН

Кпод

бж

^пл

Р-заб

квч вне

57ВЗ

445

0,6

1 320,00

100,0

94,54

900,00

9ВЗ

445

0,9

1 972,00

96,0

86,00

3 200,00

6ВЗ

445

0,9

1 944,00

100,0

87,62

300,00

2ВЗ

445

0,8

1 776,00

96,8

54,67

100,00

27ВЗ

445

1,0

2 064,00

96,0

81,99

2 600,00

10ВЗ

445

0,8

1 680,00

100,0

89,47

356,00

49ВЗ

445

0,5

984,00

100,0

99,75

1 700,00

51ВЗ

450

0,6

1 272,00

96,8

80,01

300,00

11ВЗ

445

1,0

2 023,00

100,0

96,18

200,00

29ВЗ

445

0,7

1 512,00

73,0

59,52

1 200,00

4ВЗ

445

0,8

1 776,00

96,8

69,34

150,00

5ВЗ

445

0,8

1 656,00

96,8

66,36

320,00

12ВЗ

445

0,9

1 896,00

70,0

66,91

150,00

25ВЗ

445

0,9

1 920,00

75,8

65,00

750,00

26ВЗ

445

1,0

2 160,00

96,0

81,03

1000,00

54ВЗ

445

0,5

1 152,00

96,8

77,51

850,00

17ВЗ

705

1,4

1 824,00

96,0

71,04

750,00

16ВЗ

445

0,9

1 867,00

96,0

86,87

220,00

31B3

445

0,4

792,00

100,0

78,80

716,00

7ВЗ

445

1,0

2 016,00

93,6

66,54

180,00

35B3

445

0,9

1 800,00

100,0

86,96

1 400,00

36B3

445

0,4

768,00

93,6

60,20

1 900,00

13B3

445

0,8

1 730,00

96,0

90,76

2 000,00

14ВЗ

447

0,9

1 844,00

100,0

92,05

220,00

15ВЗ

817

1,0

1 277,00

96,0

85,45

1 700,00

21ВЗ

445

0,6

1 359,00

96,0

87,85

500,00

22ВЗ

445

0,7

1 464,00

96,0

90,49

1 100,00

23B3

690

1,3

2 068,00

96,0

87,20

300,00

24ВЗ

445

0,5

1 048,00

96,0

87,98

5 200,00

56ВЗ

445

0,5

1 080,00

100,0

92,84

200,00

На рис. 10 показана связь наработки на отказ УЭЦН и содержания ТВЧ в воде, показывающая тенденцию снижения наработки с ростом количества ТВЧ. Износу подвержены передняя и задняя уплотнительные торцевые части рабочих колес, в которые попадают ТВЧ. Износ сопровождается непроизводительной циркуляцией жидкости из напорной зоны рабочего колеса во всасывающую.

В этой связи по мере износа ступеней рабочих колес происходит естественное снижение коэффициента подачи УЭЦН. На рис. 11 показан характер снижения коэффициента подачи насоса во времени по скв. 36 ВЗ. Видно, что уже через 2 мес. эксплуатации коэффициент подачи снизился более чем на 40 %.

Опыт эксплуатации скважин с УЭЦН с высоким содержанием ТВЧ показывает значительное количество разработок в области защиты от них подземного оборудования.

Связь между наработкой на отказ УЭЦН ЦДНГ-1 ЗАО «Ванкорнефть» и содержанием ТВЧ в воде

Рис. 10. Связь между наработкой на отказ УЭЦН ЦДНГ-1 ЗАО «Ванкорнефть» и содержанием ТВЧ в воде

Характер снижения коэффициента подачи насоса НС 12500 ARC в скважине 36 ВЗ ЦДНГ-1 при содержании ТВЧ в воде около 3 000 мг/л

Рис. 11. Характер снижения коэффициента подачи насоса НС 12500 ARC в скважине 36 ВЗ ЦДНГ-1 при содержании ТВЧ в воде около 3 000 мг/л

Среди многочисленных известных устройств для защиты от пес- копроявлений электроприводных центробежных насосов можно выделить наиболее характерные из них [102, 103], обладающие типичными для всех гравийных фильтров недостатками: они все имеет отстойник для сбора механических примесей, для удаления которых необходимо поднимать скважинное оборудование.

Несмотря на то, что устройство по патенту № 93119 [103] решает проблему периодических промывок песчаных накоплений из отстойника, сложность конструкции не позволяет применять его на практике.

«Гравийный фильтр с фиктивной пористостью» (авторы И. Р. Айсматуллин, В. А. Иванов) конструктивно состоит из гравийного фильтра, блочного устройства с искусственной фиктивной пористостью. Каждый блок представляет собой контейнер решётчатой конструкции. Внутри контейнера располагается фиктивная среда с максимальной пористостью. Он предусмотрен для использования в горизонтальных скважинах.

В настоящее время существует широкий спектр технологий и технических решений, направленных на снижение влияния механических примесей на работу внутрискважинного насосного оборудования.

Методы снижения влияния механических примесей на работу внутрискважинного оборудования можно разделить на четыре группы: химические, технические, технологические и механические.

В результате анализа существующих способов борьбы с механическими примесями установлено, что проблема защиты штанговых глубинных насосов (ШГН) стоит менее остро, нежели электроцентро- бежных (ввиду конструктивных особенностей первых). Для ШГН разработан огромный спектр пескозащитных устройств (противопе- сочные и газопесочные якоря).

В конструкциях реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием гидродинамических эффектов: поворота струй газожидкостной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой направления течения, эффекта укрупнения газовых пузырьков мелких фракций с их последующей сепарацией. Данное оборудование может применяться для комплексной защиты насоса одновременно от механических примесей и газа.

Технологические методы [3, 4] основаны на изучении механических свойств породы пласта в начальных условиях и их изменений в процессе фильтрации жидкости в скважину. К ним можно отнести регулирование создаваемой депрессии на пласт в зависимости от напряженного состояния пластов, использование потокоотклоняющих технологий, ограничение водопритоков, ориентирование перфорации скважин, метод холодной добычи высоковязкой нефти и другие, которые успешно применяются в России и на некоторых месторождениях в зарубежных странах [5].

К механическим методам борьбы с пескопроявлениями относится использование забойных фильтров, специальных хвостовиков в узле заканчивания скважин, различных песочных якорей, завихрителей, сеточных и проволочных фильтров различной модификации, устройств гравитационной, центробежной и акустической сепарации, устанавливаемых у приема насосной установки.

В России накоплен значительный опыт использования механических средств защиты электроприводных центробежных насосов от вредного влияния механических примесей. Перспективными выглядят разработанные в нашей стране метод центробежной сепарации механических примесей и метод использования звуковых колебаний с целью коагулирования мелких частиц [6, 7]. Одновременно идут поиски новых конструктивных решений в использовании традиционных фильтров и приспособлений, защите их рабочей поверхности от закупорки и увеличении ресурсного потенциала таких устройств.

Существующая практика показывает, что наиболее эффективная работа сетчатых и других фильтров и, следовательно, увеличение наработки на отказ насосного оборудования достигается только при их адресном применении с учетом механических свойств минерального скелета пласта и неравновесного состояния системы «пласт - флюид».

Общая результативность борьбы с вредным влиянием механических примесей увеличивается при комплексном использовании существующих методов. Конечно, главным критерием, определяющим целесообразность применения того или иного метода, является его экономическая эффективность. В некоторых случаях оказывается выгоднее добывать вместе с нефтью песчаную фракцию, не прибегая к применению фильтрующих устройств, размещаемых в скважинах. Такой метод, названный «холодным методом», успешно применяется при разработке месторождений с высоковязкой нефтью, как это имеет место на месторождении Каражанбас1, отдельных месторождениях в Канаде [5].

'Каражанбас - газонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузачинской нефтегазоносной области. Открыто в 1974. Залежи на глубине 228-466 м. Дебиты нефти 1,2-76,8 м3/сут.

В подавляющем большинстве при разработке месторождений, состоящих из слабосцементированных песчаников, при создании небольшой депрессии на пласт происходит разрушение и вынос механических примесей. Использование «холодной добычи» из глубоко- залегающих пластов с достаточно прочным коллектором, содержащих маловязкую нефть, не представляется возможным. Поэтому борьба с механическими примесями в виде защиты насосов фильтрующими элементами и покрытия проточной части защитным слоем должна быть продолжена.

Учитывая тот факт, что доля добычи нефти установками элек- троцентробежных насосов составляет порядка 70 % [8, 9], проблема защиты внутрискважинного насосного оборудования от механических примесей весьма актуальна. Решение этой проблемы должно привести к повышению производительности скважин, уменьшению затрат на их капитальный и текущий ремонт, что в итоге положительно может повлиять на себестоимость добычи нефти за счет увеличения межремонтного периода использования нефтяного оборудования.

Существующие в настоящее время способы борьбы с механическими примесями имеют ряд существенных недостатков, что в реальных экономических условиях разработки нефтяных месторождений (особенно месторождений, находящихся на поздней стадии разработки) ограничивает возможность их применения [9-11]. Решение проблемы в указанной области добычи нефти сдерживается из-за отсутствия недорогих, высокоэффективных фильтрующих средств защиты электроцентробежных насосов от механических примесей, содержащихся в продукции скважин.

Среди многообразия перекачиваемых жидкостей чаще всего встречаются и такие, которые сами являются для насосов агрессивной средой, содержат в себе материалы, отрицательно влияющие на отдельные детали и узлы насосов. Например, в нефтяной отрасли такими осложняющими факторами являются отложения солей, асфальтенов и смол. Все это предъявляет повышенные требования к надежности, износостойкости материалов, из которых изготовлены детали насосов [10, 12]. Как показывает существующая практика, заводы- изготовители насосного оборудования вынуждены искать новые конструктивные решения для изготовления конкурентоспособной продукции на основе сверхпрочных материалов.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>