научная статья по теме ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА ПРОМЫВКИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА Геофизика

Текст научной статьи на тему «ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА ПРОМЫВКИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА»

щ

технологии

Обоснование метода промывки электроцентробежного насоса

Н.Д. БУЛЧАЕВ,

к.т.н., доцент, заведующий кафедрой РЭНГМ Институт нефти и газа, Сибирский федеральный университет

nbulchaev@yandex.ru

Затронута важнейшая тема разработки нефтяных и газовых месторождений при наличии осложняющих факторов. Существующие методы борьбы с пескопроявлением, асфальтеносмоло-парафиновыми отложениями (АСПО), выпадением солей, коррозией металлов и другими не в полной мере обеспечивают защиту скважинного и наземного оборудования.

Ключевые слова: пескопроявление, асфальтеносмолопа-рафиновые отложения, скважинное оборудование, наработка на отказ, межремонтный период, промывка скважин

JUSTIFICATION OF ELECTRIC-CENTRIFUGAL PUMP FLUSHING METHOD

N.BULCHAEV, Oil and gas Institute, Siberian Federal University

It raised important topic of the development of oil and gas fields in the presence of complicating factors. Existing methods of sand control, asfaltenosmoloparafinovymi deposits (AFS), precipitation of salts, metal corrosion and other not fully protect the downhole and surface equipment.

Keywords: sand control, asfaltenosmoloparafinovye deposits, downhole equipment, MTBF, turnaround time, rinsing well.

При разработке месторождений нефти и газа рано или поздно приходится сталкиваться с различного рода осложнениями, которые приводят к износу, засорению, выходу из строя скважинного оборудования. Уменьшение наработки на отказ и межремонтного периода насосного оборудования отрицательно сказывается на формировании экономических показателей нефтегазодобывающих компаний.

При механизированной добыче нефти в скважине происходит засорение полости и приемного фильтра электроцентробежного насоса (УЭЦН) механическими примесями, асфальтеносмолопарафиновыми отложениями, кристаллами солей, продуктами коррозионного разрушения металла. Все это требует проведения дорогостоящих работ по подъему оборудования, промывке и чистке рабочих колес и направляющих аппаратов, смене фильтра или применения специальных обратных клапанов, позволяющих сли-

вать жидкость из НКТ в скважину подъемом давления в НКТ с устья. Такие методы защиты насосного оборудования и увеличения его межремонтного периода широко применяются в промысловой практике. Вместе с тем оба эти варианта связаны с существенными издержками производства, а второй еще и повышает риск аварий, по причине увеличения осевой нагрузки на НКТ и, особенно, на верхнюю резьбу всей подвески.

Автором разработана технология очистки полости насоса и его приемного фильтра (сетки) без подъема оборудования на поверхность или повышения давления жидкости в НКТ Решение поставленных задач достигается путем разработки и применения модернизированного обратного клапана УЭЦН.

О преимуществах новой технологии промывки полости и приемной сетки УЭЦН рассказано немало [1]. Однако, хотя данная технология прошла промысловые испытания и показала свою эффективность, часто возникают вопросы по поводу возможной репрессии.

Рассмотрим схему движения жидкости из НКТ в полость электроцентробежного насоса (рис.1). Пусть возможная репрессия продвинет скважинную жидкость вглубь пласта на величину Дг по всей мощности продуктивного пласта 1г Предположим, что скважинная жидкость (нефть) несжимаема, чтобы репрессия была максимальной. Очевидно, что после открытия модернизированного обратного клапана и промывки полости насоса объем условного кольца вокруг интервала перфорации толщиной Дг будет равен объему жидкости в насосно-компрессорных трубах (НКТ), расположенному выше статического уровня НСТ

V = V,

(1)

Рис. 1. Общая схема промывки УЭЦН

Объем сливаемой жидкости из НКТ будет равен:

пё2

""—•-, (2)

где d - внутренний диаметр НКТ высота столба жидкости в НКТ выше НСТ

технологии

Рис. 2. Кривая зависимости Дг от соотношения 110/И

Объем условного кольца вокруг перфорированной части эксплуатационной колонны будет равен: тг[(0 + Дг)2 - О2]

(3)

где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, - интервал перфорации.

Подставляя полученные объемы в равенство (1), получим:

сР110 = (2ОДг + Дг2)И, Дг2 + 20Аг - а2 ■ ^ = 0.

(4)

(5)

Принимая ряд допущений, которые ухудшили бы ситуацию с репрессией, т.е. сделали бы репрессию более вероятной,

'"'о = 11,

D = 126 мм,

D = 103 мм,

получим относительно глубины репрессии квадратное уравнение:

Дг2 + 252Дг - 1032 = 0. (6)

Корни данного уравнения равны:

(7) 101,

: 20,2: при 1"10 = 51, Дг = 88: при '

при 1п0 = 1|, Дг : Дг = 160

Данные точки и формула (7) определяют характер зависимости Дг от 1п0/11 (рис. 2).

Полученная кривая имеет выпуклый характер, так как уравнение (7), если его рассматривать как функцию Дг = f (10/1), будет являться обратной для квадратичной функции, у которой график - парабола (вогнутая кривая).

Очевидно, что, регулируя сливаемый объем жидкости из НКТ, подбирая необходимое значение 1п0, можно выдерживать Дг в допустимом диапазоне.

Таким образом, все опасения относительно возможной репрессии оказались напрасными. К тому же мы еще вначале приняли (допустили), что нефть несжимаема.

Табл. 1. Общая характеристика скважинного оборудования

Условное

обозначение А Б В

пробы

скважина 230 935 703

куст 100 2 бис 102

дата отказа 08.11.14 29.11.14 08.12.14

наработка 196 363 615

тип насоса 538 Р31 123 ст 538 Р23 9SD 115ст 538 Р17 SSD125 ст

причина отказа нет подачи нет подачи клин

место отбора проб насос насос насос

щ

Табл. 2. Группы растворителей и их физико-химические характеристики

Растворитель Диэлектрическая проницаемость Температура кипения, С Температура плавления, °С Растворимость Молекуляр-в воде, г/100г ная масса

Углеводороды

Гексан 2 68,7 -95,3 0,014 86

Дизельная фракция 2,1 180-350 -35 - -

Толуол 2-2,4 110,6 -95 0,05 92

Галогенпроизводные углеводородов

Хлороформ 4,8 60,2 -63,5 1 119

Четырех-хлорис-тый углерод 2,2 76,7 -22,9 0,08 154

1,2-Дихлорэтан 10,4 83,5 -35,9 0,81 99

Спирты

Этанол 24,3 78,4 -114,2 Смешивается 46

Изопропанол 18,7 82,4 -89,5 Смешивается 60

Октанол 10,3 195 -16,3 Растворим 130

Кетоны

Ацетон 20,9 56,2 -9,4 Смешивается 60

Циклогексанон 18,3 155,6 -40,2 7 (20 °С) 98

Если принять, что за счет неравномерности профиля приемистости какая-то часть жидкости все же уйдет в пласт, то это тоже не страшно, так как при пуске УЭЦН эта жидкость моментально выйдет из пласта.

Для правильного подбора растворителя необходимо определить состав накоплений, образовавшихся в полости насоса, а также физико-химические характеристики проб нефтей, взятых из разных кустов. В табл. 1 показаны причины отказов насосного оборудования по трем кустам (пробы А, Б, В) Ванкорского нефтяного месторождения.

Очевидно, что отсутствие подачи в скважинах №320, 935 и заклинивание насоса в скважине №703 произошли по причине засорения полости или приемной сетки насоса (или то и другое вместе).

Автором разработана технология очистки полости насоса и его приемного фильтра (сетки) без подъема оборудования на поверхность или повышения давления жидкости в НКТ. Решение поставленных задач достигается путем разработки и применения модернизированного обратного клапана УЭЦН.

Анализ накоплений, отобранных из полостей насосов, показал содержание значительного количества механических примесей и пластовой воды. Консистенция проб этих накоплений - полужидкая масса из-за присутствующей в образцах нефти. В целях подбора оптимального растворителя были проведены лабораторные исследования, показанные в табл. 2.

Наличие заметного количества смол в ванкорской нефти приводит к предположению, что осадки содержат механические примеси и капли воды в смолистой оболочке, что повышает адгезию осадков к поверхности металла и увеличивает устойчивость суспензии [2]. Методами борьбы с осадкообразованием могут быть обработка внутренних поверхностей насоса полярными растворителями и разрушение водонефтяных эмульсий с помощью ПАВ. Из набора растворителей (табл. 2.) для предварительных испытаний мы выбрали менее экологически опасные, обладающие различной полярностью, склонные как к растворению смол (ацетон), так и к растворению парафинов (гексан, дизельное топливо, толуол).

Были проведены предварительные испытания растворимости осадков. Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения),

щ

технологии

Табл. 3. Испытания растворимости осадков ацетоном и толуолом

Табл. 6. Проверка гомогенности смесей нефть-растворитель (1:1)

Проба (А) в ацетоне „.JgUoos-™*

Проба (Б) в ацетоне

Проба (В) в ацетоне 100%=80%;

Проба (В) (ацетон+толуол) M4^100%=60%;

Табл. 4. Результаты определения (% мас.) мехпримесей (растворитель: ацетон, 0,5 мл). Опыт №1 (навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г; время опыта 24 час).

Проба (А): (0,43*100/0,5) = 86% (0,43*100/0,5) = 86%

Проба (Б): (0,33*100/0,5) = 66% (0,40*100/0,5) = 80%

Проба (В): (0,42*100/0,5) = 82% (0,42*100/0,5) = 82%

Табл. 5. Результаты определения (% мас.) мехпримесей (растворители: ацетон, 0,5 мл + толуол, 0,5 мл). Опыт № 2 (навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г; время опыта 24 час).

Проба (А): (0,36*100/0,5) = 72% (0,37*100/0,5) = 74%

Проба (Б): (0,39*100/0,5) = 78% (0,43*100/0,5) = 86%

Проба (В): (0,36*100/0,5) = 72% (0,43*100/0,5) = 86%

толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду.

Были проведены предварительные испытания растворимости осадков. Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. Все пробы содержали механические примеси. В пробе (В) после обработки ацетоном присутствовали парафинистые отложения. К отфильтрованному от ацетона осадку был добавлен толуол (1 мл). После удаления растворителей проведено взвешивание осадков. Получены следующие результаты:

где тс - масса остатка, не содержащего следов растворителей, т - масса навесок до добавления растворителей.

Сочетание а

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком