АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

1 ...

При выводе скважины на режим после глушения также возможно интенсивное солеобразование. В начальный момент вывода при преобладании в смеси раствора глушения над пластовой водой интенсивность осадкообразования небольшая. Увеличение содержания пластовой воды в смеси способствует солеобразованию. При глушении скважины раствором хлористого кальция ее вывод на режим сопровождается интенсивным солеобразованием, что обусловлено увеличением содержания в смеси ионов кальция и снижением содержания растворенного СаСl2.Повышение температуры добываемой жидкости из-за теплоотдачи от самих ступеней насоса и работающего погружного электродвигателя (на 10-30°С). С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция.При эксплуатации скважин возможны различные режимы откачки, характер которых влияетна вероятность и скорость выпадения солей, обуславливая осаждение солей на тех элементах скважинного оборудования, которые отвечают за работоспособность.4.3.1 Методы предупреждения и борьбы с солеотложениемВсе технологии борьбы с солеотложениями делятся на предупреждение и удаление солеотложения. Рассмотрим более подробно методы предупреждения отложения солей (рис. 4.28). Они делятся на физические, химические, и технологические. Физические методы делятся на воздействие на продукцию магнитным полем или акустическим полем. Технологические - это защитные покрытия, подбор и подготовка рабочего агента для системы поддержания пластового давления, изменение техрежимов работы скважин и насосного оборудования, ограничение водопритоков в скважине, турбулизация потоков, применение хвостовиков и солесборников. К химическим методам предупреждения относится применение различных ингибиторов солеотложений.Рисунок 4.28 Методы предупреждения солеотложенийФизические методыМагнитные устройства и акустические излучатели для обработки воды в скважине успешно применялись на месторождениях Западной Сибири.Магнитная обработкаПод действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру, не осаждаются виде твердых отложений, выносятся как мелкодисперсный кристаллический «шлам». Обработка пластовых вод магнитным полем снижает отложение солей на 80-97% и продуктов коррозии в среднем на 30%.Преимущества: простота конструкции.Недостатки:необходимость монтажа подъемного оборудования;необходимость обработки продукции до начала кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Также метод не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны. Из российских производителей отмечу фирму «Нефтегазтехнология», которая производит системный активатор NBF-1A (рис. 4.29). К недостаткам можно отнести сложно прогнозируемую эффективность и неоднозначность результата. Вместе с тем есть статистика самого производителя по 4 скважинам в «РН-Пурнефтегазе», где наработка увеличилась практически в 2 раза - со 146 до 280 суток. Рисунок 4.29 Магнитный активатор NBF-1AАкустический метод (применялся на Самотлорском месторождении). Принцип действия - специальный акустический излучатель создает колебания, которые предотвращают образование центров кристаллизации, что способствует срыву мелких кристаллов солей с поверхности. Результаты неоднозначны.Технологические методыИзменение технологических параметров. То есть, изменение забойного давления путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска. При этом изменяются термобарические условия. Теряется дебит.Метод турбулизации потоков. Сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов за cчет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости, ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования. Эффект не гарантирован.Выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД. Агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами. Из закачиваемого агента удаляется солеобразующий ион. Высокая эффективность, но большие затраты и сложность реализации.Ограничение водопритоков скважины.То есть, капитальный ремонт скважин в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте. Значительные затраты.Защитные покрытия и детали из специальных материалов. Принцип действия - использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль лаки, полимер и пластики. Обеспечивают высокую коррозионную стойкость. Значительные затраты, и недолговечность из-за хрупкости.Из российских производителей известна фирма «Ижнефтепласт». Базовым полимером в наносимых покрывных композициях является полифениленсульфид (ПФС), который обладает уникальной агрессивостойкостью, достаточно высокой теплопроводностью, теплостойкостью.Для применения в насосном оборудовании по заказу нефтедобывающей компании «Салым Петролеум Девелопмент» ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» одобрило покрытие на основе ПФС (марки ПК-1 по ТУ 2290-031-46521402-2209). Всего в 2008 году было поставлено и спущено 2 установки с таким покрытием. Эксплуатация установок без применения ингибиторов солеотложения. В настоящее время в эксплуатации на месторождениях Салыма находится 1 установка, наработка которой составляет более 457 суток в скважине месторождения Западно-Салымское (предшествующая УЭЦН без покрытия проработала 389 суток). Первая установка вышла из строя при наработке 333 суток по причине прекращения подачи (предшествующая УЭЦН без покрытия проработала 257 суток, отказ из-за слома вала, соли).Химические методыОдин из доступных и эффективных путей борьбы с солеотложением - использование современных ингибиторов солеотложений. Для рекомендации и внедрения конкретного реагента нужно иметь данные об условии эксплуатации скважины, минерализация среды и температурных режимах. Затем проводить лабораторные, а по их результатам и опытно-промысловые испытания. Путь достаточно долгий, но позволяет предотвратить многие проблемы впоследствии.Способ подачи ингибиторов солеотложения зависит от объекта обработки. Если мы говорим про скважину, то возможны следующие варианты: дозирование с помощью устьевого дозатора в затруб дозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следующие основные способы: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП, совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения.Если рассматривать по зонам защиты, то периодическое дозирование ингибитора в пласт - это защита от забоя до устья. Постоянное дозирование в затруб - от приема насоса и до устья. Погружные скважинные контейнеры - от ПЭД до устья. Подача капсул и шашек - от забоя до устья. Задавка ингибиторов в пласт - от пласта и до устья.Задавка ингибитора в пласт по технологии Squeeze (в основном используется Акватек и Инсан).Технология Squeeze или задавка ингибитора в пласт под давлением представляет собой последовательную закачку и продавку пачек реагентов в пласт. Далее ингибитор в пласте адсорбируется, затем в процессе освоения скважины совместно с попутно добываемой водой ингибитор солевых отложений выносится вместе с ней и работает в общем объеме добываемой воды, тем самым защищая ее от солеотложения.Преимущества:возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами, происходит защита призабойной зоны пласта, задается глубина проникновения. Достаточно широко эта технология применяется в BP, Chevron Texaco, Dynea, ExxonMobil, Marathon, ONDEO Nalco, Petrobras, Shell, StatoilHydro.Внедрение данной технологии в ООО «РН-Пурнефтегаз» показало хорошую эффективность (рис. 4.30) и составило 203 сут, до внедрения 48. Была обработана большая часть фонда УЭЦН.Рисунок 4.30 Эффективность внедрения задавки в пласт в ООО «РН-Пурнефтегаз»Задавка по технологии ScalMAT - это совмещение кислотной обработки с введением ингибитора (рис 4.31).Рисунок 4.32 Задавка ингибиторов солеотложения в пласт по технологии ScalMATВведение ингибитора с жидкостью разрыва при ГРП.Преимущества: защита обширной области ПЗП; продолжительность эффекта. Недостаток: повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП; значительные затраты на ингибиторы.Устьевые дозаторы (способ непрерывного дозирования ингибитора).Основные производители устьевых дозировочных установок: СНПХ г. Казань, «Позитрон», «ЛОЗНА», АНК «Башнефть», и «Синергия-Лидер». Данное оборудование достаточно широко представлено на рынке. На месторождениях Западной Сибири в последние годы наибольшее распространение получили ингибиторы типа ХПС-001, ХПС-002 ХПС-007 (ЗАО «Когалымский завод химреагентов», г. Когалым).По капиллярному трубопроводу, закрепленному на внешней поверхности НКТ, реагент поступает в интервал перфорации, на прием насоса или колонну НКТ. Трубка укладывается вместе с кабелем ПЭД, крепится обычными клямсами.Армированный капиллярный трубопровод имеет большую коррозионную стойкость, что позволяет применять химически агрессивные реагенты. Наружная оболочка надежно защищает проволоки брони от коррозионного воздействия. Проведенные испытания показали стойкость к нагрузкам.Для эксплуатации капиллярной системы в условиях холодного климата разработан капиллярный рукав с электроподогревом, что решает проблему загустевания реагента в соединительном рукаве от дозировочной установки до устья скважины.Погружные контейнеры-дозаторы.Наиболее экономичный и эффективный способ. ЗАО «Новомет-Пермь» производит погружные скважинные контейнеры ПСК. Принцип действия этих контейнеров основан на разных процессах: растворении, гравитационном вытекании или турбулентном перемешивании ингибитора с пластовой жидкостью (рис. 4.33) [2,4]. Контейнер заполняется твердым или капсулированным реагентом и крепится к основанию погружного двигателя. Скорость дозирования определяется скважинными условиями, поэтому конструкция ПСК должна подбираться индивидуально к каждой скважине. Обычно этого не делается или не удается сделать, поэтому время работы контейнеров часто оказывается отличным от заявленного. Одной загрузки контейнера хватает для предупреждения отложения солей в течение 270-365 сут в зависимости от дебита скважины по воде.Недостатки:низкая эффективность в период вывода на режим;необходимость постоянного контроля выноса реагента;ограниченный срок действия;дебит жидкости не более 150 м3 в сутки для твердого реагента. Рисунок 4.33 Вихревое течение жидкости в контейнере, индуцированное омывающим потоком (схематично):1 - корпус контейнера; 2 - ингибитор; 3 - отверстия в контейнереВнедрение погружных контейнеров в НГК «Славнефть» позволило увеличить СНО на 93 сут. в 2010 году (рис. 4.34).Рисунок 4.34 Эффективность внедрения погружных контейнеров в 2010Данные по применимости наиболее широко используемых в НК «Роснефть» химических методов были сведены в таблицу 4.2. Здесь стоит обратить внимание на статистический средний показатель увеличения МРП от применения технологий ингибирования. Как видно, наиболее эффективной на месторождениях «Роснефти» оказывается задавка ингибитора в пласт.Таблица 4.2 - Наиболее применяемые в ОАО «НК «Роснефть» химические методы борьбы с солеотложениемПараметрыТехнологияПериодикаУДЭ ПСК Задавка в пластПринцип действияЗакачка с помощью агрегатов 1-3 р/мес ингибитора в межтрубное пр-во скважины Подача ингибитора в межтрубное пространство скважины с помощью УД Размещение под ЭЦН перф-ного контейнера с ингибиторомЗадавливание ингибитора в ПЗП, где он адсорбируется и удерживается на пов-сти породы, при экспл-ии скв происходит постепенное высвобождение ингибитораQж, м3/сутне более 80 0,96-300 не более 150 не имеет значенияОбвод-сть, %В рамках границ неполного выноса жидкостине имеет значения 20-80 не имеет значенияЗона защиты Прием насоса и выше Прием насоса и вышеПЭД и вышеПризабойная зона скважины и вышеСервисное обслуживаниезакачка не менее 1 раз в меспостоянное нет нетУвеличение МРП, раз 1,21,921,438,4Коррозионная опасность Риск коррозии НКТ Риск коррозии НКТ Нет НетЗащита в период ВНР Недостаточно эффективнаяНедостаточно эффективнаяНедостаточно эффективнаяЕстьМетоды удаления неорганических солейЭтот набор методов делится на химические и механические (рис. 4.35). Химические, в свою очередь, делятся на растворение соляной кислотой с добавлением NaCl или без него; преобразование солеотложения с последующей обработкой продуктов реакции 10-15% соляной кислотой; растворение кислотами или обработка комплексообразующими соединениями. Механические - это разбуривание, скреперование эксплуатационных колонн.Рисунок 4.35 Методы удаления неорганических солейК легко удаляемым солям относятся карбонаты кальция. Для его удаления, в основном, применяется соляная кислота. К трудноудаляемым - сульфат кальция, сульфат бария. Для удаления этих солей необходимо применять щелочи, углекислый натрий, соляную кислоту, хелатирующие агенты. Иногда возникает проблема коррозии глубинонасосного оборудования.Вывод: на сегодняшний день основной технологией по предотварщению и удалению солеобразований остается химизация, а именно УДЭ и задавка ингибитора в пласт по технологии Sqeeze. Затраты на химическую защиту значительно меньше средств, которые теряются, не защищая нефтепромысловое оборудование. Однако в последние годы уделяется серьезное внимание поиску технологий, которые бы обеспечивали эффективную защиту и были бы не столь дорогостоящими [19].4.4 Влияние свободного газаЗначительная доля УЭЦН работает в условиях, когда перекачиваемая жидкость содержит свободный газ. При больших содержаниях свободного газа (в мало обводненных скважинах 25-30%, в сильно обводненных 5-15%) устойчивая работа центробежных насосов становится проблематичной.При работе ЭЦН в скважине попадание свободного газа с откачиваемой жидкостью в центробежный насос приводит к уменьшению подачи жидкости и создаваемого насосом напора.4.4.1 Методы борьбы с негативным влиянием свободного газа ГазосепараторРоссийскими производителями выпускаются газосепараторы в соответствии со следующими нормативными документами:ТУ 26-06-1416-84. Модули насосные - газосепараторы МНГ и МНГК.ТУ 313-019-92. Модули насосные - газосепараторы Ляпкова МН ГСЛ.ТУ 3381-003-00217780-98. Модули насосные - газосепараторы МНГБ5.По принципиальной схеме эти газосепараторы являются центробежными.Устанавливается на входе насоса вместо входного модуля, либо после входного модуля при исполнении газосепаратора без приемной сетки.Учеными ГАНГ им. И.М.Губкина был предложен новый тип сепарации, на основе которого специалисты АО «Лебедянский машиностроительный завод» разработали конструкцию модуля насосного газосепаратора МН-ГСЛ5 (рис. 4.36) к электропогружным насосам габаритной группы 5. Газосепаратор позволяет стабильно работать насосу при содержания газа до 80 %. Рисунок 4.36 Сепаратор типа МН(К)-ГСЛГазосепаратор работает следующим образом: газожидкостная смесь (ГЖС) попадает через сетку и отверстия входного модуля на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет приобретенного напора ГЖС поступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по каналам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.В зависимости от газосодержания на приеме насоса фирма Centrilift поставляет газосепараторы гравитационного типа - для газосодержания до 10% и газосепараторы центробежные (при больших значениях газосодержания).Центробежный газосепаратор (рис. 4.37) состоит из ротора винтового типа, направляющего аппарата, сепарационной камеры в виде цилиндрического барабана с радиальными лопатками и наружным бандажом, камеры отвода свободного газа в затрубное пространство и отвода газосодержашей смеси в первую ступень отвода [7, 8]. Рисунок 4.37 Центробежный газосепаратор фирмы CentriliftГазосепараторы модели ERSE2 фирмы Centrilift работают по принципу суперкавитации при отделении газа от жидкости. Суперкавитирующий эфект заключается в том, что перед поступлением газожидкостный смеси в центробежный разделитель пузырьки свободного газа принудительно укрепляются в суперкавитирующем колесе в результате создания самовентилирующихся газовых суперкаверн в потоке смеси. При этом одновременно с закручиванием потока газожидкостной смеси осуществляется эвакуация образовавшихся крупных газовых пузырьков из суперкаверн [5].Для откачивания из скважин нефтяной продукции, представляющей собой ГЖС, установками погружных центробежных насосов фирма REDA предлагает различные конструкции устройств.Для случаев с большим газосодержанием (60%) на приеме фирма предлагает центробежный (рис. 4.38) газосепаратор. По данным фирмы, центробежный газосепаратор удаляет из ГЖС до 90% свободного газа.Рисунок 4.38 Центробежный газосепаратор фирмы RЕDАСледует отметить высокий напор, развиваемый центробежным сепаратором фирмы REDA, и незначительное влияние величины газосодержания на напорную характеристику газосепаратора.Накопленный в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина опыт работы с газосепараторами дает возможность четко определить эффективность применения конкретной конструкции газосепаратора. Для определения эффективного газоотделения проводили стендовые испытания серийных газосепараторов различных заводов-производителей на модельной газожидкостной смеси.В результате исследования были испытаны конструкции центробежных газосепараторов габарита 5А отечественных и импортных производителей к погружным насосам типа ЭЦН:газосепаратор фирмы Centrilift (модель ERSE2, серия 400, внешний диаметр 101,6 мм) работает по принципу суперкавитации при отделении газа от жидкости; газосепаратор фирмы ODI (модель RGVL-05-HR-AE, серия 55). Принцип действия основан на использовании вихревого циклонного эффекта;газосепаратор ГДНК5А был разработан в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по заказу ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ». Основным преимуществом ГДНК5А является применение диспергирующего устройства, включенного в конструкцию газосепаратора.После проведения серии экспериментов на стенде и последующего анализа полученных результатов были сделаны следующие выводы:Наилучшие результаты получены при использовании в компановке УЭЦН центробежного газосепаратора ГДНК5А (рис. 4.39).Применение диспергирующего устройства в конструкции газосспаратора ГДНК5А обеспечило устойчивую работу ЭЦН в области максимального входного газосодержания на приеме насоса.Газосепараторы 2МНГС5А и фирмы Centrilift показали высокие сепарационные свойства при входном газосодержании скважинной продукции менее 45%, однако затем отмечалось резкое ухудшение сепарационных свойств газосепаратора и напорных характеристик насоса.Газосепаратор фирмы ОDI показал неплохие сепарационные качества и обеспечил устойчивую работу насоса. Единственным существенным недостатком данного газосепаратора является его высокая стоимость по сравнению с отечественными газосепараторами [5].Рисунок 4.39 Динамика подачи УЭЦН в зависимости от газосодержания при применении газосепараторов разных производителейСовременные конструкции центробежных газосепараторов включают в свой состав диспергирующее устройство для дробления газовых пузырьков, содержащихся в газожидкостной смеси, направляемой на вход погружного насоса.Однако в последнее время появилась тенденция отказа от использования ГС в установках ЭЦН