Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Защита УЭЦН от засорения: комплексный подход

Засорение рабочих узлов погружной насосной установки вследствие отложения солей и выноса нерастворимых твердых частиц из пласта остается одним
из основных осложняющих факторов в процессе нефтедобычи. АО «Новомет-Пермь» предлагает комплексный подход к решению проблемы засорения, включающий в себя предотвращение солеотложений с помощью ингибиторов и защиту узлов УЭЦН от засорения с помощью фильтров и сепараторов различных типов и различного конструкционного исполнения.

21.04.2016 Инженерная практика №04/2016
Лыкова Наталья Анатольевна Начальник бюро фильтрационных систем АО «Новомет-Пермь», к.т.н.

В настоящее время наиболее востребованной остается химическая технология защиты УЭЦН от отложения солей – применение ингибиторов солеотложения. Эффективность данной технологии зависит не только от правильности подбора ингибитора к условиям месторождения, где наблюдаются солеотложения, но и от способов его доставки в проблемную зону скважины. Среди последних наибольшее распространение приобрела закачка ингибиторов через затрубное пространство с применением наземных дозировочных установок или через систему поддержания пластового давления вместе с нагнетаемой в пласт водой, а также подача ингибитора посредством скважинных контейнеров, подвешиваемых под погружной электродвигатель (ПЭД) УЭЦН.

Последний способ обладает рядом преимуществ, в числе которых простота и удобство монтажа и низкие эксплуатационные расходы. Кроме того, при контейнерном способе доставки ингибитора происходит защита не только насоса, но и всего оборудования: например, вследствие отсутствия отложений предотвращается перегрев ПЭД. Скважинные контейнеры востребованы, в первую очередь, на месторождениях, расположенных в труднодоступных районах, поскольку они автономны, надежны и достаточно эффективны в плане настраиваемого дозирования ингибитора в пластовую жидкость. Также погружные контейнеры применяются при одновременно-раздельной эксплуатации, когда из-за наличия пакера нет возможности дозировать ингибитор с поверхности через установку дозирования реагента (УДР).

Таблица 1. Погружные контейнеры
Таблица 1. Погружные контейнеры

К настоящему времени мы разработали ряд устройств для различных типов реагентов и в зависимости от свойств ингибитора используем разные механизмы его дозирования (табл. 1).

Рис. 1. Контейнер с твердым реагентом
Рис. 1. Контейнер с твердым реагентом

Для твердых реагентов разработан контейнер, принцип действия которого заключается в вытекании вязкого ингибитора под действием силы тяжести через дозировочное отверстие (рис. 1). Далее ингибитор попадает в камеру для растворения, где пластовая жидкость растворяет ингибитор и выносит в затрубное пространство. Геометрические параметры контейнера рассчитывались методами вычислительной гидродинамики, а для подтверждения работоспособности модели проводились физические эксперименты. Данная конструкция контейнера успешно прошла опытно-промышленные испытания (ОПИ) в нефтяной компании ОАО НАК «Аки-Отыр» [1].

Конструкция контейнера для капсулированного ингибитора была предложена для уменьшения расхода реагента на начальном этапе. Растворимая в воде полимерная оболочка капсул ограничивает его пиковый выброс в начальный момент эксплуатации, благодаря чему обеспечивается более равномерный вынос ингибитора.

Данной разработкой мы начали заниматься совместно с компанией-производителем реагентов. Когда капсулированные реагенты появились на российском рынке, их заливали в скважины в расчете на оседание ингибитора в зумпфе. Но такой способ обладал двумя существенными недостатками: это длительное время ожидания оседания ингибитора и невозможность размещения необходимого количества ингибитора в случае недостаточной емкости зумпфа. Разработка контейнера для капсулированных реагентов позволила разрешить указанные трудности.

Рис. 2. Контейнер с капсулированным реагентом
Рис. 2. Контейнер с капсулированным реагентом

Конструкция контейнера данного типа представляет собой цилиндрический корпус с отверстиями в верхней части, через которые добываемая жидкость попадает в контейнер и растворяет находящийся внутри ингибитор по диффузионному механизму. Затем раствор выносится через эти же отверстия в затрубное пространство и предотвращает солеотложение (рис. 2). Данная конструкция успешно прошла ОПИ в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [2].

Рис. 3. Контейнер универсальный
Рис. 3. Контейнер универсальный

КОНТЕЙНЕР СКВАЖИННЫЙ УНИВЕРСАЛЬНЫЙ

Отметим, что для обоих описанных вариантов контейнера требуется определенный тип ингибитора: твердый или капсулированный. Для того чтобы можно было использовать любой тип реагента, по требованию заказчика был разработан контейнер скважинный универсальный, отличающийся от предыдущей конструкции дополнительным дозатором для гибкой регулировки выноса ингибитора (рис. 3). В настоящий момент данная конструкция проходит ОПИ.

Таблица 2. Анализ выноса механических примесей из пластов в Западной Сибири
Таблица 2. Анализ выноса механических примесей из пластов в Западной Сибири

Как отмечалось выше, зачастую проблеме отложения солей сопутствует вынос механических примесей из пластов. В табл. 2 приведен анализ выноса механических примесей из пластов месторождений Западной Сибири: средний диаметр выносимых частиц и концентрация взвешенных частиц (КВЧ). На рис. 4 приведен анализ выноса частиц из 15 скважин нефтяной компании в 2012-2013 гг. Из представленных данных видно, что вынос мелкодисперсных частиц происходит постоянно и в небольших количествах. Это свойство многих скважин было предложено использовать для дозирования реагента в скважину с помощью контейнера скважинного со шнеком.

Рис. 4. Вынос механических примесей из скважин
Рис. 4. Вынос механических примесей из скважин
Рис. 5. Контейнер скважинный со шнеком
Рис. 5. Контейнер скважинный со шнеком

КОНТЕЙНЕР СКВАЖИННЫЙ СО ШНЕКОМ

Контейнер данного типа используется для жидких ингибиторов и содержит устройство для отделения механических примесей. Последние, отделяясь, оседают на дно контейнера, тем самым вытесняя жидкий ингибитор. В качестве устройства для отделения твердых частиц используется сепарационный шнек (рис. 5).

Расчетным путем было установлено, что для дозирования ингибитора в течение одного года достаточно коэффициента сепарации шнека 20%. Были разработаны две конструкции шнека: для частиц диаметром 0150 и 150-300 мкм. Стендовые испытания подтвердили работоспособность предложенной схемы дозирования. Однако, несмотря на стендовый контроль, определяющим критерием успешности разработки будет успешность эксплуатации в промысловых условиях, и в настоящее время конструкция проходит ОПИ.

Всего с 2006 года заказчикам было поставлено более 1500 погружных контейнеров. На данный момент наибольшеераспространение получил контейнер с твердым реагентом (КСТР) (табл. 3).

Преимущества контейнеров с твердым реагентом заключаются в более низкой стоимости по сравнению с контейнерами с капсулированным реагентом. В свою очередь последние не зависят от температуры и обводненности продукции скважин. Для быстрого подбора погружных контейнеров к скважинным условиям мы разработали специальный модуль ПО Novomet Sel-Pro.

Рис. 6. Гидроциклонный сепаратор
Рис. 6. Гидроциклонный сепаратор

 ЗАЩИТА УСТАНОВКИ ОТ ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Наиболее распространенным и экономически эффективным методом защиты насоса от выноса механических примесей остается их отделение от добываемой жидкости перед насосом при помощи защитных устройств. С этой целью применяются механические фильтры и устройства, основанные на принципах либо гравитационной, либо центробежной очистки. Фильтры получили широкое применение, но срок их службы ограничен из-за засорения. Более надежны в этом отношении гравитационные сепараторы твердых частиц. В сепараторах гравитационного типа организовано течение поступающей жидкости сверху вниз и разворот потока на 180° с одновременным уменьшением скорости потока, вследствие чего тяжелые частицы оседают в зоне разворота под действием силы тяжести. Для повышения коэффициента сепарации при больших подачах в кольцевом зазоре размещают неподвижные спиральные лопасти (рис. 6). Поток жидкости, перемещаясь по спирали, вовлекается во вращательное движение, и на частицы примесей в потоке действует центробежная сила, вызывающая их дополнительную сепарацию за счет прижатия к внешним стенкам корпуса. Такие сепараторы называют гидроциклонными, инерционными, десендерами.

Выигрывая по надежности, сепараторы зачастую проигрывают фильтрам по такому параметру, как тонкость очистки. Так, в промысловых условиях широко используются фильтры с тонкостью очистки 100 мкм, тогда как с помощью гравитационных сепараторов зачастую степень очистки не превышает 250 мкм, а с помощью сепараторов гидроциклонного типа при расходах жидкости до 200 м3/сут – 150 мкм.

Рис. 7. Траектории частиц в нижней части гидроциклонного сепаратора
Рис. 7. Траектории частиц в нижней части гидроциклонного сепаратора

В этой связи мы приступили к разработке сепаратора с улучшенными характеристиками. Для этого сначала была разработана имитационная модель движения жидкости и твердых частиц в сепараторе механических примесей. Типичный вид траекторий твердыхчастиц в нижней части сепаратора, полученных в результате моделирования, приведен на рис. 7. Видно, что сместившиеся к внешней стенке сепаратора частицы при повороте потока оседают в сборник, в то время как остальные продолжают движение с потоком на прием насоса.

Гидроциклонный сепаратор с оптимальными геометрическими параметрами был испытан на стенде. Для проведения физических экспериментов и подтверждения результатов моделирования был спроектирован испытательный стенд и разработана методика испытаний, целью которых стало измерение коэффициента сепарации – массовой доли осевших в сепараторе частиц (рис. 8).

Рис. 8. Схема стенда для испытаний гравитационных сепараторов и фильтров
Рис. 8. Схема стенда для испытаний гравитационных сепараторов и фильтров

В результате моделирования нам удалось рассчитать оптимальные конструкции гидроциклонных сепараторов 3-го и 5-го габаритов, характеристики которых были проверены с помощью стендовых испытаний. Коэффициент сепарации таких устройств возрастает с увеличением диаметра частиц: для частиц размером 300 мкм был получен коэффициент сепарации 90%, а для частиц размером 200 мкм 85%.

Для достижения 100%-ного коэффициента сепарации для любого размера частиц были разработаны каскадные устройства, сочетающие в себе преимущества самых успешных механических фильтров (щелевых) и гидроциклонных сепараторов.

Принцип их действия заключается либо в параллельном, либо в последовательном соединении щелевого фильтра и сепаратора. На рис. 9 показаны принципиальные схемы их компоновки.

Рис. 9. Способы соединения гидроциклонного сепаратора с щелевым фильтром
Рис. 9. Способы соединения гидроциклонного сепаратора с щелевым фильтром
Рис. 10. Фильтр скважинный гравитационно-щелевой
Рис. 10. Фильтр скважинный гравитационно-щелевой

ФИЛЬТР СКВАЖИННЫЙ ГРАВИТАЦИОННО-ЩЕЛЕВОЙ (ФСГЩ)

В ФСГЩ для увеличения ресурса работы щелевого фильтра предложено параллельно соединить его с гидроциклонным сепаратором, при этом узел уплотнения устанавливается выше щелевого фильтра (рис. 10). После запуска УЭЦН поток жидкости сначала проходит преимущественно через щелевой фильтр, поскольку его гидравлическое сопротивление на порядок ниже, чем у гидроциклонного. Например, при подаче 100 м3/сут гидравлические потери в гидроциклонном сепараторе 5-го габарита составляют 0,5 м, в то время как в щелевом

фильтре длиной 5 м и шириной щели 100 мкм они равны 0,03 метра. Число и длина секций щелевого фильтра подбираются для обеспечения заданной подачи установки при соответствующей тонкости фильтрации. По мере засорения фильтра и увеличения сопротивления начинает работать гидроциклонный сепаратор. Таким образом, сепаратор функционирует как предохранительный клапан на байпасной линии щелевого фильтра, при этом очистка пластовой жидкости продолжается. Поэтому ресурс работы предложенного устройства существенно выше, чем у щелевого фильтра.

Данная конструкция ФСГЩ прошла ОПИ в  ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» [3]. Лабораторные исследования проб добываемой жидкости, взятых с устья скважин, показали отсутствие частиц размером более 100 мкм. Наработка установки в скважине №5194 составила 514 сут против предыдущей наработки в 17 сут с щелевым фильтром. Высокая наработка в испытуемых скважинах и результаты лабораторных исследований позволили признать ОПИ успешными и продолжить внедрение разработанного устройства.

Рис. 11. Фильтр скважинный каскадный
Рис. 11. Фильтр скважинный каскадный

ФИЛЬТР СКВАЖИННЫЙ КАСКАДНЫЙ

В данном фильтре (ФСК) для улучшения качества очистки добываемой жидкости предложено соединить щелевой фильтр и гидроциклонный сепаратор не параллельно, а последовательно – посредством установки узла уплотнения между ними (рис. 11). После запуска УЭЦН в таком фильтре поток жидкости сначала проходит через сепаратор, представляющий собой первую ступень очистки, затем – через щелевой фильтр, который выполняет роль второй ступени очистки жидкости. Благодаря уменьшению грязевой нагрузки на щелевой фильтр продолжительность его работы увеличивается. Поэтому его длину, а следовательно, и стоимость самого изделия, можно уменьшить, либо использовать щелевой фильтр с повышенной тонкостью очистки без уменьшения его длины.

ФСК комплектуется предохранительным клапаном для исключения перегрева электродвигателя. В случае засорения щелевого фильтра поток добываемой жидкости будет проходить только первую ступень очистки – через сепаратор.

Нижняя часть каскадных устройств выпускается в двух исполнениях: с контейнером для сбора и последующего подъема отсепарированных частиц на поверхность и с хвостовиком для сброса частиц в нижнюю часть скважины. Во втором случае при переполнении контейнера частицы будут падать обратно в скважину через проходящий по центру контейнера сквозной хвостовик. Длина и диаметр хвостовиков рассчитаны таким образом, чтобы при любом расходе жидкости через них не было подсоса, то есть при любом режиме течения гидравлическое сопротивление хвостовика существенно больше, чем у гравитационного сепаратора.

Таблица 4. Устройства для отделения механических примесей
Таблица 4. Устройства для отделения механических примесей

ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ РАБОТ

Таким образом, для решения проблемы засорения при добыче нефти специалистами компании разработаны конструкции погружных контейнеров-дозаторов для различных типов ингибиторов и каскадные устройства с сепараторами гидроциклонного типа. Полный перечень разработанных нами устройств для защиты установки от механических примесей представлен в табл. 4.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт применения осциллятора с целью повышения эффективности процесса бурения скважин в АО “Самаранефтегаз”
Эффективные решения для эксплуатации УШГН
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2018

Инженерная практика

Выпуск №04/2018

Эксплуатация осложненного фонда скважин. Ремонт скважин. Подготовка и транспорт углеводородов
Осложненный фонд ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и др.Оборудование, программное обеспечение и методики для добычи нефти в условиях выноса мехпримесейОпыт и технологии борьбы с АСПОВентильные приводы в составе УЭВН и СШНУОчистка ПЗП и забоя нагнетательных скважин и скважин с боковыми стволамиЗащита сварных соединений трубопроводов от коррозииХимические реагенты для подготовки и транспорта нефтиУтилизация и переработка ПНГ
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва, МВЦ «Крокус Экспо»
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – июль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

23 – 27 июля 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми в рамках авторского курса С. Балянова.