Кагарманов И.И. Учебное пособие по добычи нефти

Подождите немного. Документ загружается.

141

частицы могут выступать в роли стабилизаторов, если

они, конечно же, достаточно малы и находятся на

границе раздела двух фаз. Наиболее распространенными

естественными стабилизаторами являются сульфид

железа, парафин, песок, алеврит, глина, битум,

минеральные соли, металлическая окалина, шлам и

продукты коррозии. Также на стабильность эмульсии

влияет уровень рН. Большинство технологических

установок для подготовки и отделения свободной воды

имеют максимальную эффективность при рН от б до 7.

Например, при проведении кислотных обработок уровень

рН может падать до 4, таким образом, в данных условиях

могут образовываться стабильные эмульсии.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, образование эмульсий происходит

наиболее интенсивно. Средний поверхностно-объемный диаметр капель

равен 3-8 мкм. На месторождениях вязкой нефти диаметр эмуль-

гированных капель несколько больше. Как показала практика, формирова-

ние дисперсной структуры эмульсии в УЭЦН завершается на первых

сорока ступенях насоса. В дальнейшем, по мере подъема нефти в НКТ,

структура эмульсии не имеет существенных изменений.

С повышением вязкости и плотности нефти вязкость эмульсий,

образовавшихся в УЭЦН, возрастает, а их стойкость увеличивается.

При добыче нефти штанговыми насосами особенно сильное

эмульгирование происходит в клапанных узлах насосов и резьбовых

соединениях НКТ. Эмульсия начинает формироваться при движении

жидкости через насос. Средний диаметр капель водной фазы на выходе

из насоса составляет около 90 мкм. В дальнейшем эмульгирование нефти

протекает в НКТ за счет турбулизации потока при омывании встречных

конструктивных элементов труб (например, муфт штанговых колонн).

Установлено, что газовая фаза способствует диспергированию

нефтяной эмульсии при выделении газа из растворенного состояния. При

турбулентном течении мультифазной смеси газ участвует также в

массопереносе жидких фаз. Однако эмульгирующее действие газовой

фазы незначительно по сравнению с другими факторами.

В нефтедобыче существует множество методов предотвращения

образования эмульсий, однако в условиях скважины применим только

метод закачки химических реагентов- деэмульгаторов.

Для каждого состава нефти подбирают свой наиболее эффективный

деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой

воды в лабораторных условиях.

Любое органическое вещество, обладающее моющими свойствами,

можно с той или иной эффективностью использовать в качестве

деэмульгатора. Существует большое количество деэмульгирующих

композиций на основе алкилбензосульфоната кальция и алкансульфоната

натрия, азотсодержащих соединений, оксиэтилированного алкилфенола и

тримеров пропилена, блоксополимера оксидов этилена и пропилена, а

также глутарового альдегида, продуктов оксиалкилирования соединений с

подвижным атомом водорода в органическом растворителе.

142

Проблемы, связанные с повышенным

содержанием мехпримесей

Из всех видов причин преждевременного

выхода УЭЦН из строя наиболее часто

встречается влияние повышенного содержания

мехпримесей. При этом, повышенное

содержание мехпримесей один из главных

факторов возникновения аварийных ситуаций

на скважинах (полёты). Анализ проб на

содержание мехпримесей в продукции скважин и технологических

режимов показал, что их средние значения по аварийным скважинам в

среднем на 30 % больше, чем по фонду скважин в целом. По часто

ремонтируемому фонду наблюдается аналогичная ситуация - 39% отказов

произошло по причине высокого содержания мехпримесей в продукции

скважин.

В основном, повышенный вынос твердых частиц из пласта происходит на

месторождениях в поздних стадиях разработки. С одной стороны,

нарушение связей между частицами, складывающих пласт, за счет

вымывания их потоком закачиваемой воды, химическому выщелачиванию,

подключению новых (недренированных) участков месторождения и

внедрению методов интенсификации добычи (интенсивный отбор). С

другой стороны, это проникновение в пласт частиц при глушении и

ремонте скважины.

Вынос твердых частиц из пласта обусловлен, как мы уже говорили,

потоком. Известно, что на поздней стадии разработки водонефтяная смесь

существенно структурирована (повышение водосодержания) и

представляет собой глобулы нефти в воде. Необходимо учитывать, что

механика выноса частиц однородным и неоднородным флюидом

различна. В однородном потоке флюида (при достаточно невысоком

водосодержании) на частицы действуют только гидродинамические силы.

В неоднородном потоке необходимо учитывать силы флотации - частицы

прицепляются капиллярными силами к более легкой компоненте флюида и

поднимаются вверх.

После ЭЦН поток флюида становится однородным, но скорость флюида

возрастает примерно в 100 раз (отношение площади внутреннего

диаметра обсадной колонны и внутреннего диаметра НКТ). Поэтому

гидродинамические силы в НКТ в 100 раз больше, чем в скважине.

Существующие в настоящее время способы борьбы с мехпримесями

имеют ряд существенных недостатков, что в реальных экономических

условиях разработки нефтяных месторождений (особенно месторождений,

находящихся на поздней стадии разработки) ограничивает возможность их

применения. Это связано с тем, что основные методы направлены на

борьбу с последствиями повышенного выноса, а не на ликвидацию причин

возникновения этих проблем (например, выщелачивание). Как

Засорение рабочей пары проппантом

143

указывалось выше, решение этих проблем находится на стыке

выполнения поставленных задач различных подразделений и в этом его

слабое место.

Проблема усугубляется ещё и тем, что в последнее время нашёл широкое

применение гидроразрыв пласта. На скважинах с произведенным ГРП

наблюдается повышенный вынос проппанта и песка.

Наименьшая наработка на отказ у скважин с выносом проппанта,

например, по Самотлору (39 суток), наибольшая – у скважин без каких-

либо технологических отклонений (426 суток). Средняя наработка на

отказ подземного оборудования на скважинах с ГРП составляет 195

суток.

Анализ причин выхода из строя насосных установок, а также изучение

технических условий на выпускаемые ЭЦН различных типоразмеров и

исполнений, показывает:

• диапазон изменения концентрации мехпримесей от 0 до 100

мг/л наименее опасен для ЭЦН в обычном исполнении;

• диапазон изменения концентрации мехпримесей от 0 до 300

мг/л – неопасный диапазон для ЭЦН в специальном

исполнении (износостойком);

• диапазон мехпримесей с концентрацией более 100 мг/л для

ЭЦН в обычном исполнении и более 300 мг/л для ЭЦН в

специальном исполнении характеризуется повышенными

эрозионным износом и вибрацией ЭЦН,

сопровождающимися выпадением солей на рабочих органах

насосов;

• при появлении мехпримесей с концентрацией более 500 мг/л

кроме эрозионного износа и вибрации, наблюдается

заклинивание ЭЦН («клин»).

Гранулометрический состав проб механических примесей основная их

часть имеет размер зерен от 0,1 до 1 мм, а вероятность их появления в

продукции скважин, эксплуатирующих различные пласты, составляет 82-

92 %.

Анализ динамики содержания мехпримесей по скважинам показывает, что

ни на одной скважине нет стабильно высокого или стабильно низкого

выноса мехпримесей. Их высокое содержание (500-1000 мг/л) как правило,

характерно для процесса запуска скважины после текущего или

капитального ремонта. Особенно это заметно на скважинах с проведенной

оптимизацией работы оборудования, где увеличивается поток жидкости из

пласта по сравнению с потоком до проведения мероприятия.

Особенности выноса твердых частиц и проппанта после проведения

ГРП

Как известно, ГРП – процесс создания новых и расширения старых трещин

с последующим закреплением их проппантом. При возникновении

трещины происходит разрушение связей между частицами, составляющих

коллектор (в случае терригенного коллектора). При снятии давления

разрыва трещина должна сомкнуться и «заклинить» проппант и

освободившиеся частицы пласта. Однако, такое не всегда происходит.

При запуске скважины повышенный вынос песка и проппанта будет

обусловлен кроме повышенного потока ещё и тем, что размер проппанта и

144

твердых частиц пласта меньше размера трещины. Такие причины

возникают в следующих ситуациях:

o Ошибка в расчетах размера проппанта (меньший диаметр

проппанта);

o Ошибка в расчетах размера трещины (трещина не смыкается);

o Несовершенство крепи (проппант попадает в другой пласт или

трещины в крепи.

Результаты анализа большого числа факторов, влияющих на вынос

мехпримесей из скважин, свидетельствуют о том, что разрушение

продуктивного пласта в процессе эксплуатации является весьма сложным

механическим, физическим и физико-химическим процессом,

развивающимся во времени. Этим фактом объясняется то, что ведущиеся

в течение многих десятилетий исследовательские работы в этом

направлении не дали кардинальных решений.

Эксплуатация же скважин в условиях интенсивного выноса мехпримесей

(особенно при форсировании отборов) приводит к преждевременным

отказам насосного оборудования.

В настоящее время существует широкий спектр технологий и технических

решений, направленных на снижение влияния мехпримесей на работу

внутрискважинного насосного оборудования. На основе анализа

литературных данных разработана их классификация, представленная на

рисунке 1.

Способы снижения отрицательного влияния мехпримесей на работу

внутрискважинного оборудования можно разделить на четыре группы:

химические, технические, технологические и профилактические.

Существующие способы борьбы с мехпримесями показывают, что

проблема защиты штанговых глубинных насосов стоит менее остро, чем

Способы снижения влияния мехпримесей на работу скважинного оборудования

Химические Технические Технологические Профилактические

Закачка в пласт

скрепляющих

растворов

Коксование

Установка скважинных

фильтров в интервале

пласта

Установка фильтров

под насос

Использование

оборудования в

изностойком

исполнении

Использование насоса

жертвы

Использование

гидроциклона

Ограничение

депрессии при

эксплуатации

Применение плавного

пуска с

использованием

частотного

преобразователя

Подлив жидкости в

затрубное

пространство

Снижение

обводеннности

Очистка призабойной

зоны

Промывка зумпфа

скважины

Контроль КВЧ в

технологических

жидкостях

Контроль КВЧ в

процессе эксплуатации

145

для электроцентробежных (ввиду конструктивных особенностей первых).

Для ШГН разработан огромный спектр пескозащитных устройств

(противопесочные и газопесочные якоря). Применение подобного

оборудования для УЭЦН ограничено конструктивными особенностями

насосов с погружным двигателем.

Проблемы, связанные с жизнедеятельностью бактерий

Присутствие микроорганизмов в пласте всегда создает множество

проблем. Бактерии размножаются в различных условиях: при

температуре от —10 до 120°С, давлении до 1700 атм, уровне рН от 1

до 11, минерализации до 30%. Существуют следующие виды бактерий:

• аэробные (бактерии, для жизнедеятельности которых необходим

кислород)

• анаэробные (бактерии, для жизнедеятельности которых кислород

не требуется)

• факультативные (существуют вне зависимости от наличия

кислорода, так как процесс их метаболизма подстраивается под

имеющиеся условия. Однако при наличии кислорода они

развиваются в 5 раз интенсивнее)

Для нефтедобывающей индустрии наиболее опасными являются

сульфат-восстанавливающие, железо-окисляющие бактерии, а также

бактерии, образующие слизь и разлагающие закачиваемые в пласт

рабочие жидкости. Сульфат-восстанавливающие бактерии вызывают

наибольшее количество проблем в пласте, восстанавливая сероводород.

Процесс восстановления обеспечивает бактерии энергией для

дальнейшего развития. Увеличение биомассы бактерий ведет к точечной

коррозии (см. рисунок), а наличие сероводорода увеличивает

коррозионную активность воды и, следовательно, вероятность

водородного вспучивания и сероводородного охрупчивания

углеродистых сталей. А такие побочные продукты от реакции с

сероводородом как сульфид железа разъедают сталь. Темпы развития

колоний сульфат-восстанавливающих бактерии при наличие кислорода

являются достаточно низкими. Также их рост контролируется

температурой и доступом к питательным веществам (в основном это уг-

лерод, азот, фосфор и растворенное железо). На производстве

контроль за развитием бактерий зачастую производится с помощью

бактерицидов (Раздел 7.3.4).

Сульфат-восстанавливающие бактерии являются аэробными и

преобразуют двухвалентное железо в трехвалентное, производя, таким

образом, гелеобразный гидрооксид железа, который является крайне

нерастворимым и выпадает в осадок. Растворенные же в воде ионы

железа (хорошая растворимость наблюдается только при низких рН)

бактериями усваиваются.

Железоокисляющие бактерии вызывают еще большую коррозию, но

обычно они покрывают собой колонии сульфат-восстанавливающих бак-

терий и защищают их от внешнего воздействия.

146

Бактерии, образующие слизь,

являются факультативными, а

результатом их жизнедеятельности

являются слои плотной слизи,

покрывающие поверхность пор и

скважинного оборудования.

Основным негативными

последствиями их

жизнедеятельности являются защита

колоний сульфат-

восстанавливающих бактерий и

закупоривание пор.

Бактерии, которые разрушают закачиваемые в пласт рабочие жид-

кости, бывают как аэробными, так и анаэробными. Большинство поли-

меров, используемых при приготовлении рабочих растворов, являются

прекрасным источником питания, поэтому охотно потребляются бакте-

риями для поддержания жизнедеятельности своих колоний.

Для контроля деятельности бактерий используются глютеральдегид,

хлорофенат, четвертичные амины, изопелин. Обычно, эти реагенты

убивают бактерии, но не деактивируют образующиеся энзимы, которые

разрушают полисахариды. Поэтому бактерициды применяют перед

заполнением рабочих емкостей водой. В настоящее время существует

множество современных бактерицидов, с помощью которых можно

справляться с колониями бактерий различных типов.

Проблемы, связанные с кривизной скважины

Проблемы, связанные с кривизной скважины определяются

• траекторией спуска УЭЦН и

• местом установки насосного оборудования.

Траектория спуска определяет

возможность доставки установки в

проектный интервал. Темп набора

кривизны ствола скважины в зоне спуска

УЭЦН не более 2

на 10 метров.

Скорость спуска установки в наклонно-

направленных скважинах не должна

превышать 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ),

а при прохождении УЭЦН через

отмеченные в плане работ участки

кривизны с темпом набора более 30' на

10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за

1,5 минуты).

Для проверки проходимости установки в местах искривления скважины

производится спуск шаблона. Длина шаблона должна соответствовать

длине УЭЦН, но не менее 18 м; шаблон должен быть сплошной, жесткой

конструкции. Диаметр шаблона выбирается в зависимости от

типоразмера установки (см. таблицу 1).

Точечная коррозия внутренних стенок труб

Смещенный

центр

тяжести

Смещение центра тяжести системы НКТ-

кабель приводит к тому, что кабель

всегда находится внизу

147

Таблица 1. Диаметры шаблонов

Группа установки Максимальный

диаметр УЭЦН, мм

Мин. внутренний диаметр

обсадной колонны, мм

Диаметр шаблона, мм

ЭЦН-5;ПЭД-103-В5 116,4 121,7 117

ЭЦН-5;ПЭД-117-ЛВ5 119,6 123,7 120

ЭЦН-5А;ПЭД-117-ЛВ5 126 130 127

Диаметр и длина шаблона, используемого при подготовительных работах,

указываются в плане работ и паспорте-формуляре.

В основном проблемы связаны с тем, что современные требования к

траектории скважины не соответствуют тем взглядам, которые были во

время строительства скважин. Глубина установки насоса в то время

составляла до 1500 метров, далее следовала зона свободного падения

зенитного угла или зона исправления параметров кривизны. В настоящее

время в этих интервалах возможны проблемы, связанные с

прохождением этих зон. Другой причиной несоответствия кривизны

требуемым параметрам является нарушения регламентов исполнителями,

несовершенством искривляющего инструмента и контрольного

оборудования (инклинометров). При проектировании процесса

строительства скважин необходимо учитывать, то что зона установки

насоса приближены к зонам перфорации.

Кроме прохождения установки кривизна может влиять на целостность

кабельной линии. Система НКТ – кабель, соединенные между собой

клямсами имеют смещенный центр тяжести, вследствие чего кабель

находится внизу НКТ и при спуске возможны задиры. Для предотвращения

задиров следует устанавливать протекторы или

центраторы. Импортные установки, как правило

обеспечиваются приспособлениями для защиты

кабеля.

Место установки насосного оборудования

имеет следующие ограничения - темп набора

кривизны ствола скважины в зоне подвески не

более 3' на 10 метров. Ограничения связаны с тем,

что возможно изменение соосности валов секций,

что приводит к возникновению вибраций. Вибрация

является одним из основных факторов, ведущей к

расчленению установки. Особенно это влияние

оказывается на многосекционные установки.

Существуют также ограничения по величине

зенитного угла. При углах более 30 градусов идет

неравномерный износ оборудования, связанный с

тем, что гравитационная составляющая имеет

значительное превышение над горизонтальными

силами. Не следует забывать, что в наклонной

скважине необходимо предусмотреть мероприятия

по центрированию скважинного оборудования для их равномерного

охлаждения.

Погружной двигатель

лежит на нижней

стенке обсадной

колонны. Охлаждение

в этой зоне

затруднено.

148

Приложение. Описание траектории наклонно-направленной

скважины

Траектория типовой наклонно-направленной скважины включает в себя

несколько участков:

• вертикальный

участок. Как правило,

глубиной от 50 до 100

метров;

• участок набора

кривизны. Длина его

зависит от проектных

углов необходимых для

обеспечения попадания

в проектную зону

пласта составляет

примерно около 150 –

400 метров. В этом

интервале может быть

наибольшая

интенсивность

изменения зенитного

угла;

• участок стабилизации. Длина его достигает до 2000 – 2300

метров в зависимости от условий проводки. В этом интервале

проблем связанных со спуском компоновки быть не должно.

• участок естественного падения зенитного угла.

Интенсивность падения при углах более 30

падение угла 3

на

100 метров, при углах 20

-2

, при углах 10

– 1

.При больших

зенитных изменение кривизны достаточно большое, следует

обратить внимание на эти зоны.

• участки исправления зенитного или азимутального угла.

Наиболее проблемные зоны для спуска установок, следует

внимательно рассматривать инклинометрию, т.к.

исправительные работы специально не планируются, а работы

проводятся искривленными компоновками и интенсивность

изменения зенитного и азимутального значительна.

Профиль скважины

Горизонтальное проложение

Вертикальный участок

Участок набора кривизны

Участок стабилизации

Участок естественного

падения угла

Участок исправления

угла

Траектория типовой наклонно-направленной

скважины

149

Полёты установок

Рассмотрим наиболее опасный по своим последствиям отказ по

критерию прочности ("полет"), который приводит к

большим экономическим потерям при капитальном

ремонте скважин. При существующей сегодня

практике работы по извлечению аварийного

оборудования дорогостоящие и прекращаются

через месяц неудачных работ.

Основной причиной разрушения крепежных узлов и

фланцев являются силы с переменной во времени

амплитудой или вибрацией.

В скважинных условиях можно выделить 4 основные

составляющие вибрации УЭЦН:

• Собственно вибрация насоса (например, для

насосов фирмы «Алнас» виброскорость

новых установок не должна превышать 6,5

мм/с, ремонтных – 4,5 мм/с), которая

вызывает вибрацию НКТ;

• Пульсация газожидкостной смеси (ГЖС) над

насосом, которая также передается НКТ и

корпусу ЭЦН;

• Влияние кривизны скважины в интервале

установки насоса. В основном это влияние

проявляется при большом напоре насоса

(количество рабочих секций установки более

двух) и диаметре обсадной колонны менее

146 мм.;

• Высокое (более 100 мг/л с относительной

твердостью частиц не более 5 единиц по

шкале Мооса для насосов УЭЦНМ5, 5А, 6 и

насосов УЭЦНМ4, а также более 500 мг/л с

относительной твердостью частиц не более 5

единиц по шкале Мооса для насосов

УЭЦНМ4, 5, 5А) содержание мехпримесей в

продукции скважин, приводящее к износу

рабочих органов насосных установок и как

следствие их разбалансировке.

В общем случае в элементах корпуса насоса

действуют напряжения σ

, обусловленные осевыми растягивающими

силами веса насоса, веса столба жидкости, веса кабеля; напряжения σ

обусловленные изгибающими силами возникающими вследствие влияния

кривизны скважины, и касательные напряжения, обусловленные крутящим

моментом электродвигателя. При установившейся напорно-расходной

характеристике насоса эти напряжения с определенной степенью точности

можно считать постоянными.

Однако, при эксплуатации возможны различные явления (газ на приеме,

изнашивание рабочих аппаратов, солеотложения, осаждение твердых

частиц и др.) которые приводят к возникновению переменных

Неравномерный износ рабочих колес

приводит к возникновению вибрации

Слом вала вызван запредельными

нагрузками.

150

составляющих напряжений: σ

ма

, σ

mа

, τ

. Первые две переменные

составляющие напряжений растяжения могут быть вызваны

соответственно продольными и поперечными колебаниями установки,

третья переменная составляющая касательных напряжений -

крутильными колебаниями. Причем крутильные колебания могут вызвать в

свою очередь поперечные колебания.

Основными факторами, влияющими на надежность фланцево-

болтового соединения по критерию прочности, являются предел

выносливости деталей, усилие затяжки, величина переменных нагрузок, а

наименее надежные места - галтельные переходы фланцев, галтель под

головкой болта и первый виток резьбы болта в резьбовом соединении.

В таблице 10.1 показаны факторы, влияющие на напряженное

состояние

Таблица 10.1

Эксплуатационный фактор

Степень влияния эксплуатационного фактора

на напряженное состояние

Кривизна скважин Увеличивается среднее напряжение цикла σ

проявляется асимметрия напряжений в болтах

Динамический уровень Изменяется среднее напряжение цикла σ

Износ радиальных опор Увеличивается амплитуда цикла σ

Неуравновешенность вращающихся

масс (дисбаланс, солеотложения в

каналах рабочих колес и т.д.)

То же

Скорость спуска насоса в скважину Уменьшает жесткость стыка, происходит

раскрытие стыка, уменьшается затяжка болтов

зат

Кислотно-щелочные свойства

перекачиваемой среды, рH ≠ 7

Предел длительной выносливости не

существует, происходит монотонное снижение

уровня напряжений разрушения с ростом

числа циклов нагр

жения

Главной причиной изнашивания рабочих органов в настоящее время

считается наличие в рабочей среде механических примесей, ведущее к

повышенному износу оборудования и как следствие, вызывающее

вибрацию. Однако нельзя при проектировании насосов не учитывать

наличие и иных видов изнашивания - адгезионного, коррозионно-

механического и т.д. Поэтому требуются серьезное изучение проблемы

износостойкости и выработка практических рекомендаций для

проектирования оборудования.

Работы по подъему аварийного оборудования являются самыми

сложными и трудоемкими. Как правило, эти работы очень непопулярны в

бригадах капитального ремонта скважин. Это связано с тем, что

ловильные работы очень трудоемки (большое количество

спускоподъемных операций), при этом эффективность работ очень низкая,

кроме того, инструмент работает при нагрузках близких к предельным, что

может привести к усугублению аварии. Ловильные работы сопряжены с

длительной подготовкой специнструмента. Каждая скважина требует

индивидуального подхода.

В заключение, хочу добавить, что при ловильных работах аварийного

УЭЦН необходимо начинать с ловильных работ «крючком» или другим

оборудованием для захвата и подъема кабеля. Если количество

аварийного НКТ определяется по количеству поднятой трубы, то

определение длины аварийного кабеля затруднено. Ни в коем случае