foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Результаты опытно-промышленного внедрения центробежного сепаратора механических примесей в составе УЭЦН

           Актуальность проблемы защиты УЭЦН от вредного влияния механических примесей является приоритетной задачей во многих нефтедобывающих компаниях.

Например, 40% всех продуктивных пластов в мире требует применения методов борьбы с влиянием механических примесей при эксплуатации скважин. В неконтролируемых условиях вынос механических примесей в скважину вызывает износ компонентов эксплуатационной колонны и требует частых и дорогостоящих ремонтных работ.

Основными составляющими механических примесей, со­держащихся в добываемых и перекачиваемых по промы­словым трубопроводам жидкостях, являются породооб­разующие компоненты, продукты коррозии металла оборудова­ния и трубопроводов, а также твердые вещества, образующиеся в результате химических реакций взаимодействия перекачивае­мых жидкостей, не закрепившийся проппант, выносимый из пласта в процессе освоения скважин.

Содержание твердых частиц в единице объема жидкости не только   повышает вязкость суспензии, но и меняет закон, характеризующий это явление. Поэтому, чем выше концентрация твердых частиц в жидкости, тем больше трение, обуславливающее увеличение гидравлического сопротивления, которое приводит к снижению энергии фильтрации флюида к скважине.

Таким образом, жидкостно-песчаная смесь негативно влияет как на процесс фильтрации флюида в пласте, так и на процесс эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН.

  Наибольшее распространение в промысловой практике получили методы ограничения механических примесей на приеме ЭЦН, основанные на фильтрующих элементах и сепараторов гравитационного типа действия. Анализ работы такого рода устройств в лабораторных условиях и на промыслах Западной Сибири позволил выявить ряд существенных недостатков, которые влияют на степень эффективности процесса отделения твердых частиц от жидкости, перекачиваемой ЭЦН. Область применения фильтрующих и гравитационных средств защиты ЭЦН ограничивается размером и количеством твердых частиц в жидкости. Так, например, даже использование минимальных размеров пор фильтрационных сеток не позволяет в полной мере защитить ЭЦН от вредного влияния мелкодисперсных твердых частиц (до 75 мкм), которые, попадая вместе с жидкостью в зазоры подшипников и втулок погружной насосной установки, приводят к повышенным вибрациям и последующему заклиниванию.    

       Некоторые защитные устройства в своем составе имеют уплотнительные элементы в виде манжет или пакеров. Как показала промысловая практика, применение защитных устройств с уплотняющими элементами приводит к преждевременным отказам ЭЦН из-за низкой уплотняющей способности последних в результате повреждения поверхностей при спуско-монтажных работах.  Также нередки аварийные ситуации, возникшие в результате «прилипания» уплотнительной манжеты к стенкам эксплуатационной колонны.

       Неэффективность гравитационных шламоуловителей обусловлена низкими функциональными возможностями гравитационной сепарации в зоне рабочих подач ЭЦН (от 20 м3/сут и выше), а также в условиях течения неньютоновских жидкостей.

       Несмотря на широкий ассортимент предлагаемых фильтрующих устройств в настоящее время на рынке производителей погружного оборудования, необходимо отметить, что даже применение сложных в конструктивном исполнении, прочных и мелкопористых фильтроэлементов, не позволяют в полной мере защитить погружное насосное оборудование. Подтверждением этому служит явление облитерации – закупоривание коллоидными частицами или продуктами окисления фильтрующегося флюида поверхности фильтра. Нередки случаи, когда в результате применения фильтра на приеме ЭЦН происходит преждевременный отказ последнего из-за снижения подачи вследствие закупоривания поверхности фильтра.

       Итоги анализа работы ЭЦН с фильтрующими элементами (определенного типа) на приеме в скважинах месторождения «А» Западной Сибири, показывают на низкую эффективность фильтрационной защиты, так как из числа отказавших насосных установок, оборудованных фильтрами – 47% приходится на засорение рабочих органов механическими примесями. Аналогичную ситуацию в той или иной мере можно наблюдать и в других нефтяных регионах Западной Сибири, где ЭЦН имеет в качестве защитного устройства от вредного влияния механических примесей фильтрующий элемент.

       В результате проведенного анализа работы фильтрующих элементов и сепараторов гравитационного типа можно сделать вывод о том, что наиболее эффективным способом отделения твердых частиц в  трехфазном потоке (нефть-газ-вода) является центробежный. Центробежная сепарация придает частицам твердой и жидкой фазы центробежное ускорение, в сотни раз превышающее ускорение свободного падения в гравитационном поле. В качестве примера можно привести историческую справку, которая показывает на схожую ситуацию в нефтедобывающей промышленности. До создания погружного центробежного газосепаратора к ЭЦН в промышленности применялись газосепараторы гравитационного и фильтрационного принципа действия. Применение центробежных газосепараторов является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа. От эффективности их работы во многом зависят параметры эксплуатации и наработка на отказ погружного насоса в скважине. В прошлом столетии (в 1954 г.), впервые в мировой практике, П.Д. Ляпковым был разработан погружной центробежный сепаратор, испытания которого показали на существенно более высокую сепарационную способность по отношению к гравитационным и вихревым сепараторам. В настоящее время большинство скважин, эксплуатирующихся УЭЦН имеют в своем составе погружные центробежные газосепараторы.

       Основной трудностью при проектировании центробежной сепарации на приеме ЭЦН является ограничение по габаритным размерам скважины, так как, например, в наземных центрифугах основополагающим критерием для эффективной сепарации твердых частиц является диаметральный габарит.

При проектировании погружного центробежного сепаратора механических примесей была построена модель расчета длины сепарационной камеры в зависимости от дисперсности твердых частиц перекачиваемых не только в однородной маловязкой среде, но и в условиях приближенных к промысловым. На основе данной модели был спроектирован экспериментальный образец центробежного сепаратора механических примесей, который способен отделять твердые частицы диаметром до 15 мкм с длиной сепарационной камеры до двух метров.

Эффективность и надёжность эксплуатации достигается путем проведения центробежной сепарации перед обтеканием погружного электродвигателя откачиваемой жидкостью и размещения центробежного сепаратора под электродвигателем, что позволяет существенно увеличить диаметральный габарит сепаратора, а также путём обеспечения надёжной защиты от солеотложений и вредного влияния газа.

Исследования в области интенсивности выноса механических примесей из пласта показали на проявление резких пиков выноса (концентрация твёрдых частиц увеличивается в несколько раз) при изменении параметров - при запусках насосных установок или увеличениях частоты тока в процессе работы, но значительно снижается при стабильной долговременной работе системы. Следовательно, основной целью применения погружного центробежного сепаратора механических примесей является повышение эффективности вывода на стационарный режим и эксплуатации ЭЦН в условиях вредного влияния механических примесей. Поставленная цель достигается при реализации следующих критериев: 1) защиты УЭЦН от резких пиковых нагрузок выноса механических примесей из пласта при запуске УЭЦН; 2) сепарации и накоплении в специальном контейнере твердой фазы; 3) предварительной подготовки газовой фазы в проточной части центробежного сепаратора механических примесей, т.е. в отличие от традиционной схемы эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в случае применения сепаратора механических примесей в составе ЭЦН происходит двухступенчатая сепарация газа; 4) обработки жидкости ингибитором солеотложений в виде брикетов, установленных в сепараторе; 5) гидравлическое разобщение очищенной и пластовой жидкости за счет гидрозатвора, обусловленного функциональными возможностями центробежного сепаратора механических примесей.

Высокая эффективность центробежного принципа отделения механических примесей была подтверждена, в частности, при стендовых испытаниях наземного центробежного сепаратора, предназначенного для отделения твердых частиц перед силовым ЭЦН в составе мини-станции гидропривода струйных насосов. Наивысшие значения коэффициента сепарации Кс получены при отделении проппанта (Кс=98%), а при сепарации комбинированной пробы механических примесей Кс составлял не менее 82% (рис. 4).

Изготовленные в ЗАО «Новомет-Пермь» экспериментальные образцы погружного центробежного сепаратора механических примесей были отправлены на промысловые исследования в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». В качестве объекта испытаний целенаправленно были выбраны скважины из часторемонтируемого фонда, кроме того, одна скважина выбиралась из учета освоения после проведения на ней гидравлического разрыва пласта (ГРП).

В результате испытаний центробежного сепаратора механических примесей в скважине – “А”[1] Аганского месторождения удалось повысить наработку на отказ (с 3-х суток перед внедрением сепаратора до 209 суток), на 20.03.2007 г. скважина находится в работе, при этом необходимо отметить заметное снижение количества взвешенных частиц в жидкости при отборе устьевых проб (рис. 6).

Скважина – “В” Покамасовского месторождения до испытания центробежного сепаратора механических примесей относилась к часторемонтируемому фонду (средняя наработка на отказ – 33 сут), а после применения сепаратора механических примесей, по аналогии со скважиной – “А” Аганского месторождения, текущая наработка на отказ увеличилась и составляет 209 сут (на 20.03.2007 г. скважина находится в работе). Необходимо отметить, что в силу низкой производительности скважины, насосная установка периодически отключается. Несмотря на это, при последующих включениях насосной установки, ситуаций заклинивания не происходит (в отличии от штатной ситуации при эксплуатации ЭЦН), что характеризует надёжную работу погружного сепаратора механических примесей (рис. 7).

Скважина – “С” Ново-Покурского месторождения после проведения ГРП неоднократно подвергалась оптимизации, путем эксплуатации высокопроизводительных насосных установок (УЭЦН5-125), что приводило к частым отказам из-за засорения рабочих органов ЭЦН, однако после испытаний сепаратора механических примесей в этой скважине, основную нагрузку по защите от твёрдых частиц взял на себя сепаратор. На рис. 8 видно, что помимо заполнения накопителя центробежного сепаратора механических примесей, происходило переполнение зумпфа и интервала перфорации скважины твердыми частицами, в результате чего резко снизился приток жидкости из скважины (со 130 м3/сут с момента вывода на режим до 63 м3/сут в момент отказа). Причина отказа насосной установки – недостаточный приток жидкости из пласта и, как следствие, снижение изоляции электрокабеля до нуля (МРП-43 сут). Результаты комиссионного разбора насосной установки показали на то, что элементы насоса, газосепаратора и сепаратора механических примесей не имеют отложений твердых частиц, а накопитель сепаратора, верхняя часть хвостовика и интервал перфорации полностью забиты твердыми частицами (рис. 8). По результатам испытаний центробежного сепаратора механических примесей в скважине – “С” Ново-Покурского месторождения, были выявлены характерные признаки, по которым можно утверждать о работоспособности защитного устройства. Для повышения эффективности работы центробежного сепаратора в условиях высоких дебитов скважин и непрерывного выноса механических примесей, авторами в настоящее время проводятся соответствующие научно-технические и опытно-конструкторские работы.

На скважине – “D” Ватинского месторождения был проведен ГРП, после этого для освоения был смонтирован погружной центробежный сепаратор механических примесей в составе погружной насосной установки. Наработка на отказ насосной установки составила 140 суток (причина отказа снижение изоляции до нуля), на рис. 9. видно, что в процессе эксплуатации скважины происходило монотонное снижение производительности, это обусловлено естественным процессом выноса твердой фазы из прискважинной области пласта после проведения ГРП, при этом часть твердой фазы осаждалась в ПЗС, а часть на забое скважины. Результаты комиссионного разбора показали на отсутствие твердой фазы на рабочих элементах насосной установки и сепаратора механических примесей.

В результате проведенных промысловых испытаний центробежного сепаратора механических примесей в четырех скважинах, эксплуатация которых осложнена вредным влиянием механических примесей, были достигнуты повышение наработок на отказ и перевод скважин из часторемонтируемого фонда в режим оптимальной эксплуатации (по отношению к осложняющему фактору вредного влияния механических примесей). Текущее значение накопленной добычи нефти с момента испытаний – 14 400 тонн нефти (рис 10). В ближайшей перспективе авторами планируется разработать, с учетом накопленного ими опыта по центробежной сепарации, уникальное устройство по отделению газа и твердых частиц в одном элементе, при перепуске твердых частиц с жидкостью в НКТ, а газа в затрубное пространство.  

  

Вербицкий В.С., Дроздов А.Н., Деньгаев А.В. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Рабинович А.И. (ЗАО «Новомет – Пермь»)

    


[1] Скважины, на которых проводились испытания, имеют условные обозначения: А, В, С, D.

Статистика



Яндекс.Метрика