Научный журнал
Современные наукоемкие технологии
ISSN 1812-7320
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,916

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБИННЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ ИНТЕНСИВНОГО СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

Чернова К.В. Аптыкаев Г.А. Шайдаков В.В.
В статье рассмотрены причины отказов глубинных электроцентробежных насосных установок. На основании данных сервисных компаний исследованы зависимости наработки установок на отказ от основных эксплуатационных характеристик. Проанализированы причины и условия образования отложений неорганических солей. Рассмотрены особенности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в условиях интенсивного солеотложения.
С помощью глубинных электроцентробежных насосных установок (УЭЦН) добывается более 98% нефти. Статистика аварийности по данным сервисных компаний показывает, что количество аварий УЭЦН примерно равно общему количеству эксплуатируемых установок, то есть практически каждая установка по различным причинам останавливается как минимум раз в год. Отказы УЭЦН могут происходить: в связи с недостатками конструкции или подбора установки, по причине некачественной эксплуатации и ремонта, а также вследствие негативного воздействия добываемой продукции и условий эксплуатации.

Основными эксплуатационными характеристиками установок электроцентробежных насосов являются подача и напор. Авторами рассмотрена зависимость наработки УЭЦН на отказ в зависимости от подачи (рис. 1) и напора (рис. 2) на ряде скважин, эксплуатирующихся ОАО «Юганскнефтегаз».

1 

Рис. 1. Наработка на отказ УЭЦН при различных значениях подачи

2

Рис 2. Наработка на отказ УЭЦН при различных значениях напора

Как показано на рисунках, наработка на отказ для установок ЭЦН максимальна при подаче от 50 до 100 м3/сут и напоре менее 2000 м. В то же время, значительная разница между средним значением и медианой показывает, что все же большая часть насосов не дорабатывает до средних значений. Исключение составляют высоконапорные насосы с высокой подачей, для которых среднее и медианное значения наработки практически равны.

Расчет коэффициента вариации для работы УЭЦН с различной подачей и напором (табл. 1 и 2 соответственно) показал, что значения наработки характеризуются значительным разбросом.

Таблица 1. Коэффициент вариации для работы УЭЦН с различными значениями подачи

Подача, м3/сут

Среднее значение наработки, сут

Коэффициент вариации

до 45

187,1

1,09

45-100

276,6

1,65

100-200

193

1,63

свыше 200

65,33

0,65

Таблица 2. Коэффициент вариации для работы УЭЦН с различными значениями напора

Напор, м

Среднее значение наработки, сут

Коэффициент вариации

до 2000

676,42

1,16

2001-2200

235,35

1,18

2201-2500

155,16

1,23

свыше 2500

78,5

0,78

Негативное влияние состава и свойств добываемой продукции является одной из распространенных причин отказов глубинно-насосного оборудования - до 50% от их общего числа. Отказы, как правило, происходят вследствие образования отложений неорганических солей, асфальто-смолистых и парафиновых веществ, а также засорения механическими примесями рабочих органов насоса. В зависимости от состава и свойств добываемой продукции, доли каждой из этих причин для разных месторождений и даже для разных скважин в пределах одного месторождения могут значительно отличаться (рис.3).

3 

Рис. 3. Отказы УЭЦН, % от общего числа

Проблема резкого увеличения числа отказов УЭЦН по причине солеотложения в последние годы получила особую актуальность ввиду прогрессирующего роста обводненности пластовой жидкости на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторождений России. Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих органах и поверхностях погружных ЭЦН. Образование плотного камнеобразного осадка толщиной 0,6-1 мм нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию рабочих органов насоса, поломке вала и выходу установки из строя [1].

Главным источником солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции. Известно, что выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную. Из этого следует, что выпадение осадка может происходить либо за счет возрастания фактической концентрации соединения или иона, потенциально способного к выпадению в осадок, либо за счет снижения равновесной концентрации соединения или иона. Первое из этих условий имеет место при смешивании вод разного состава несовместимых друг с другом и растворении горных пород. Второе - при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий, испарении воды, выделении газов.

Необходимо учитывать и то, что солеотложение проходит в сложных гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков, формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании [2].

На процесс смешения пластовых и закачиваемых вод решающим образом влияет используемый способ заводнения нефтяного месторождения.

При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтяной залежи, и закачиваемая вода нагнетается в водоносную часть пласта. Очевидно, что она смешивается прежде всего с законтурной водой. Образующиеся при смешении несовместимых вод осадки выпадают в водоносной части пласта, изменяя ионный состав как законтурных, так и закачиваемых вод. В этом случае ионный состав попутно-добываемой воды прямым образом зависит от объема воды закачиваемой для поддержания пластового давления.

При внутриконтурном заводнении закачиваемая вода непосредственно поступает в нефтяную часть пласта и главным образом смешивается с остаточной водой, которая характеризуется малой подвижностью и способна к перемещению только при достижении определенного перепада напора. Ионный состав остаточной воды во многих случаях сходен с составом законтурных подошвенных вод. Однако в процессе геологического развития региона могут возникать условия, под воздействием которых состав тех и других вод претерпевает изменения [3,4].

При внутриконтурном заводнении происходит вытеснение остаточной воды закачиваемой. В этом случае смешение протекает в нефтяном пласте в зоне непосредственного контакта. При несовместимости вод в пласте возможно образование нерастворимых осадков, затрудняющих процесс фильтрации нефти. Из-за разной проницаемости пропластков нефтяного пласта в добывающей скважине также происходит смешение остаточной воды, вытесняемой вместе с нефтью, с закачиваемой водой в различных соотношениях, что приводит к выпадению солей в призабойной зоне скважины. Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве нагнетаемых вод в призабойную зону скважины.

Законтурные и остаточные воды, длительное время находившиеся в контакте с породой, успевают прийти с ней в равновесное состояние. Закачиваемая вода, также взаимодействуя с породой, меняет свой ионный состав, обогащаясь карбонатами либо сульфатами, либо тем и другим. Перемещаясь по пласту в процессе заводнения, закачиваемая вода будет стремиться к равновесному с породой состоянию при пластовых давлениях и температуре. Это приводит к тому, что с остаточной водой взаимодействует закачиваемая вода совсем не того ионного состава, который характерен для нее в поверхностных условиях.

По преимущественному содержанию неорганических солей определенного вида различают три группы отложений: сульфатные, карбонатные и хлоридные.

Главной причиной образования сульфатных отложений - сульфатов кальция, стронция, бария - является смешение подземных пластовых вод хлоркальциевого типа с нагнетаемой водой, содержащей сульфат-ионы. Наиболее надежным средством предупреждения и борьбы с отложениями гипса, барита и целестина служит применение для заводнения бессульфатных высокоминерализованных вод. Использование пресной воды не всегда уcпешно, ввиду того, что при движении по пласту пресная вода, особенно насыщенная кислородом, может обогащаться сульфат-ионами за счет окисления сульфидов, выщелачивания гипса, содержащегося в породе пласта и десорбции сульфат-ионов с поверхности порового пространства пород [5,6]. Даже простое разбавление насыщенной сульфатами пластовой воды способствует их осаждению, поскольку растворимость сульфатов заметно снижается с уменьшением минерализации растворов и снижением температуры вследствие охлаждения пластов при их заводнении пресными поверхностными водами.

Образованию карбонатных отложений способствует изменение термобарических условий. В продукции скважин происходит перераспределение компонентов скважинных флюидов между водной, нефтяной и газовой фазами, что приводит к снижению содержания углекислоты в воде и, как следствие, выпадению карбоната кальция. В результате происходит отложение карбонатов на поверхности колес ЭЦН и внутри НКТ. Также одной из причин интенсивного отложения карбоната кальция и гипса на колесах ЭЦН является повышение температуры потока добываемой продукции. Так как с ростом температуры снижается растворимость сульфата и карбоната кальция, то это приводит к отложению выпавшей соли в УЭЦН.

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 осадкообразованию. При глушении скважины раствором хлористого кальция ее вывод на режим сопровождается интенсивным осадкообразованием, что обусловлено увеличением содержания в смеси ионов кальция и снижением содержания растворенного СО2. Осадкообразование будет протекать и при глушении скважин раствором хлористого натрия, хотя и менее интенсивно. В этом случае выпадение карбоната кальция связано только со снижением содержания растворенного СО2.

Отложения хлорида натрия при добыче нефти встречаются на месторождениях, где залежи нефти контактируют с высокоминерализованными рассолами. На месторождениях, эксплуатирующихся с применением закачки воды, отложения галита встречаются сравнительно редко. Они отмечаются в тех скважинах, где попутная вода представлена пластовыми рассолами. По мере образования смешанных вод появление галита прекращается, хотя возможно образование отложений других солей [4,5].

Для предотвращения отложения солей традиционно применяют ингибиторы, подаваемые в затрубное пространство скважины посредством устьевых дозирующих устройств [6]. Данная технология приводит к большим потерям реагента, который расходуется на насыщение столба нефти в затрубном пространстве скважины, адсорбцию его на поверхности обсадной колонны и наружной поверхности НКТ. Оптимальным же для подачи реагента в скважину является непосредственно интервал до начала кристаллизации. Для этого разработана эффективная система подачи химического реагента с устья скважины по капиллярному трубопроводу, проходящему по внешней поверхности НКТ. По сравнению с подачей химических реагентов в затруб, в капиллярной системе до 60% уменьшается расход ингибиторов парафино- и солеотложений. Отработана подача реагентов из емкости в капиллярный трубопровод и далее в требуемый интервал скважины с помощью насоса-дозатора, а также безнасосная, за счет перепада давления в колонне НКТ и затрубном пространстве. Данные трубопроводы обеспечивают подачу до 250 л/час химического реагента в скважину. Конструкция позволяет оснащать капиллярными системами подачи химических реагентов нефтяные, газовые, водяные и добывающие скважины, эксплуатируемые ШГНУ, УЭЦН, винтовыми насосами, фонтанным способом [8].

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

  1. Гиматутдинов Ш.К., Ибрагимов Л.Х., Гаттенбергер Ю.А. и др. Солеотложение при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними: Учеб. пособие для вузов. Грозный, 1985. - 87 с.
  2. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. «Осложнения в нефтедобыче» - Уфа: «Монография», 2003.- 300 с.
  3. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. - М.: Орбита-М, 2004. - 432 с.
  4. Рагулин В., Латыпов О., Михайлов А., Волошин А., Смолянец Е., Теплов В. Моделирование солеобразования при нефтедобыче и технологии его предупреждения. - М.: «Научно-технический вестник ЮКОС», № 6, 2003, с. 42-47.
  5. Рагулин В.В, Михайлов А.Г, Волошин А.И, Смолянец Е.Ф, Теплов В.М. Технологии предотвращения солеотложения в скважинном оборудовании. - М.: Технологии ТЭК, № 4, 2004.
  6. РД 39-0148070-026 ВНИИ-86. Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения.- Тюмень: СибНИИНП, 1986.- 37 с.
  7. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.
  8. Шайдаков В.В., Мищенко И.Н., Емельянов А.В., Бухарцев А.В., Шайхинуров А.А. Капиллярная трубопроводная система подачи химических реагентов в фонтанирующую скважину. - М.: Интервал, №10 (93), 2006.

Библиографическая ссылка

Чернова К.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБИННЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ ИНТЕНСИВНОГО СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ // Современные наукоемкие технологии. – 2007. – № 10. – С. 28-33;
URL: http://top-technologies.ru/ru/article/view?id=25514 (дата обращения: 28.03.2020).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074