Механические примеси при эксплуатации скважин уэцн

СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ |

Дата публикации статьи в журнале:

Название журнала: Евразийский Союз Ученых, Выпуск: , Том: , Страницы в выпуске: -

Анотация:

DOI:

Данные для цитирования: . СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ // Евразийский Союз Ученых. Технические науки. ; ():-.

Механические примеси, сопровождающие работу внутрискважинного оборудования, можно разделить на две категории: мехпримеси естественного происхождения (например, продукты внутрипластовой суффозии и разрушения прискважинной зоны пласта) и мехпримеси техногенного происхождения (например, мехпримеси заносимые в скважину на НКТ с поверхности куста или в результате плохой очистки труб, также мехпримеси заносимые с технологическими жидкостями при ремонтах, проппант, продукты химических реакций). Цель работы – выявить наиболее эффективный и приемлемый метод борьбы с механическими примесями в добываемой жидкости. Поступление частиц породы из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации [1] (или перепаде давления).

Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.

Отбор проб добываемой жидкости из скважин Кумкольского месторождения показал в среднем наличие механических примесей 250 мг/литр, а на 15 процентов скважин – более 500 мг/литр. По техническим условиям на установке электроценробежного насоса российского производства допускается количество механических примесей не более 100 мг/литр. Так же механические примеси могут заноситься в скважину с поверхности, с оборудованием или с раствором для глушения скважин. На Кумкольском месторождении проводятся мероприятия направленные на предотвращение заноса механических примесей в скважину.[2,3]

Все способы снижения влияния механических примесей на работу внутрискважинного оборудования делятся на 4 группы, как показано на следующей схеме (Рисунок 1).

Рисунок 1— Структурная схема методов защиты

внутрискважинного оборудования от механических примесей

Основной причиной появления механических примесей в добываемой жидкости считается увеличение депрессии на пласт и вынос их с призабойной зоны скважины [5].

Можно выделить две группы методов борьбы с песком при эксплуатации скважин:

1. предупреждение поступления песка из пласта в скважину;
2. регулирование поступления песка из пласта в скважину.

Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применение различного рода фильтров и крепление призабойной зоны. Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается. Также для снижения попадания песка в насос применяют песочный якорь.

Для уменьшения влияния механических примесей рекомендуется внедрение устройства для защиты ЭЦН от мехпримесей на основе явления коагуляции взвешенных частиц, устанавливаемых в зоне перфорации скважины. В качестве устройства, преобразующего колебания в необходимый для коагуляции диапазон частот, предлагается использовать резонаторы (акустические преобразователи шума).

Принцип действия акустического преобразователи шума (АПШ) (рабочее название – фильтр режекторный) представлен на рисунке 2.

Рисунок 2- Принцип действия резонатора:

а- конструкция; б- деформация

фронта падающей волны; в- отдача накопленной энергии в окружающее пространство

Масса окружающей резонатор среды m в его горловине (рисунок 2 а) приводится в колебательное движение внешним давлением. При резонансе скорость колебаний v в горле резонатора увеличивается, увеличивается и объемный поток vS (S – площадь поперечного сечения горла). Ввиду того, что колебательная скорость падающей волны остается постоянной, для поддержания возрастающего объемного потока фронт падающей волны деформируется (рисунок 2 б). Деформация охватывает тем большую зону, чем больше скорость колебаний в горле резонатора. Поэтому он концентрирует значительно большую энергию, чем та, которая содержится в части падающей волны, приходящейся на площадь входного отверстия. После прекращения внешнего воздействия резонатор отдает накопленную энергию в окружающее пространство (рисунок 2 в). Таким образом, резонатор (акустический преобразователь шума) по принципу действия увеличивает интенсивность доходящих до него колебаний, преобразуя рассеянную в пространстве энергию (шум, вибрацию), а также усиливает интенсивность колебаний за счет уменьшения их продолжительности. Для создания стоячей волны в скважинных условиях длина ее полуволны должна уложиться в кольцевом зазоре между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной корпуса резонатора (рисунок 3).

Рисунок 3 — Стоячие волны в кольцевом зазоре между эксплуатационной колонной и акустическим преобразователем шума: 1- акустический преобразователь шума; 2- эксплуатационная колонна; 3-стоячие волны длиной λ1, λ2, λ3 и т.д.

Анализ зависимостей между уровнем шума и дебитом скважины показывает, что в диапазоне частот от 125 Гц до 2 кГц заметна тенденция роста уровня шума с увеличением дебита скважин. В диапазоне частот 4-8 кГц уровень шума практически не зависит от дебита.

 Целью следующего этапа испытаний являлось экспери-ментальное подтверждение трансформации колебаний низкого диапазона частот в колебания высокого диапазона при работающем в скважине ЭЦН с применением АПШ. Иными словами необходимо было экспериментально доказать, что суммарный уровень вибрации в реальных условиях при работе ЭЦН с акустическим преобразователем шума меньше, нежели без него.

Перед спуском в скважину АПШ-2 проведены замеры уровня шума шумомером ВШВ-003 (погрешность измерения прибора ВШВ-003 составляет 0,5 дБ). Далее на геофизической проволоке через лубрикатор произвели спуск АПШ-2 на глубину 1430 м и произвели следующий замер. Результаты интерпретации уровней шума (пересчет на виброскорость) представлены на рисунке 4.

Рисунок 4 — Сравнительная оценка виброскорости насосной установки GC-3000 в скважине № 668 до и после спуска АПШ

В результате применения АПШ-2 внутри НКТ удалось снизить суммарный уровень вибрации в 6,2 раза за счет уменьшения пульсации газожидкостной смеси (ГЖС).Полученные результаты испытаний акустических преобразователей шума позволяют рекомендовать их к внедрению на полетоопасных скважинах искважинах с высоким содержанием мехпримесей

Литература

1. Апасов Р.Т., Шошаева З.А. Способы защиты от механических примесей в добываемой жидкости // Инновации в науке: научный журнал. – № 1(62). – Новосибирск., Изд. АНС «СибАК», 2017. – С. 86-88
2. Айдарбеков А.С.«Теория и практика разработки нефтяного месторождения «Кумколь»,1999г
3. Акжигитов А.Ш. «Реологические свойства нефти месторождения Кумколь» Изд.АН КазССР.- 1989г.
4. Смольников С.В. и др. Методы защиты насосного оборудования для добычи нефти от механических примесей. Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. 41с.
5. Кудрявцев И.А. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения / И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, И.В. Цыкин, И.Н. Гутуев, И.А. Хабипов // Нефтяное хозяйство. -2002. -№ 6. -С. 62-64.
6. Шашкин М.А. Применяемые в ТПП ≪Лангепаснефтегаз≫ методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 26 — 31.

   СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ

   Проблема проявления механических примесей в добывающих скважинах остается актуальной по сей день. Методы борьбы заключаются в дефорсировании откачки жидкости и предотвращении попадания механических примесей в насос. Снижение темпов добычи не очень привлекательно для нефтяных компаний, в связи с этим становится актуальным применение акустических преобразователей шума. В данной работе рассмотрен акустический преобразователь шума, принцип действия и эффективность применения.

   Written by: Жумагалиева Нуржамал Муратбековна, Икмашев Габидолла Берикулы

   Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА

   Date Published: 04/12/2017

   Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_30.03.2017_03(36)_часть 1

   Available in: Ebook

Список литературы:

euroasia-science.ru

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С МЕХАНИЧЕСКИМИ ПРИМЕСЯМИ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ МАМОНТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Механические примеси можно разделить на две категории: искусственные (материалы, использованные при ГРП) и натуральные (непосредственно разрушенная порода пласта).

Вынос частиц породы из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации (или перепаде давления).

Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.

Отбор проб добываемой жидкости из скважин Мамонтовского месторождения показал в среднем наличие механических примесей 250 мг/литр. 15 процентов скважин – более 500 мг/литр. По техническим условиям на УЭЦН российского производства допускается количество механических примесей не более 100 мг/литр.

Так же механические примеси могут заноситься в скважину с поверхности, с оборудованием или с раствором для глушения скважин. На Мамонтовском месторождении проводятся мероприятия направленные на предотвращение заноса механических примесей в скважину.

Все способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования делятся на 4 группы, как показано на следующей схеме (Рис. 1).

Рисунок 1. Способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования.

Основной причиной появления механических примесей в добываемой жидкости считается увеличение депрессии на пласт и вынос их с призабойной зоны скважины.

Можно выделить две группы методов борьбы с песком при эксплуатации скважин:

1. предупреждение поступления песка из пласта в скважину;
2. регулирование поступления песка из пласта в скважину.

Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применение различного рода фильтров и крепление призабойной зоны.

Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается. Также для снижения попадания песка в насос применяют песочный якорь.

Для уменьшения влияния механических примесей рекомендуется внедрение износостойких насосов (при содержании механических примесей от 0,1 до 0,5 г/л) и фильтров, устанавливаемых в зоне перфорации скважины.

Для предотвращения выноса незакрепленного проппанта при производстве ГРП в интервал перфорации на специально доработанном пакере устанавливается фильтр марки «ФС – 73». Завод изготовитель ОАО «ТЯЖПРЕССМАШ» г. Рязань, схема установки представлена на рисунке 3.5.

Пакер герметизирует пространство между эксплуатационной колонной и корпусом фильтра, предотвращая проникновение проппанта в эксплуатационную колонну.

Конструкция фильтра предотвращает проникновение проппанта в скважину, расстояние между витками проволочного фильтро-элемента 0,35 мм, при этом допускается проведение любых операций с призабойной зоной СКО, ГВЖ.

Рисунок 2. Схема установки фильтра ФС-73.

Пропускная способность фильтроэлемента 80 – 107 литров в минуту на 1 метр, что перекрывает диапазоны подач применяемого оборудования.

Входной фильтр-модуль

Входной фильтр-модуль серийного производства состоит из основания с наклонными отверстиями для прохода пластовой жидкости, наружной кольцевой проточки, в которой закреплена металлическая сетка с продольными щелями, предотвращающая попадание в насос крупных частиц.

Основание в верхней части имеет шпильки и нижний фланец с отверстиями для соединения входного модуля с модулем-секцией и протектором. В подшипниках основания размещен вал, который посредством шлицевых муфт соединяется с валами насоса и протектора.

В конструкции входного фильтр-модуля используется проволочная сетка из нержавеющей стали, устанавливаемой под металлическим каркасом с продольными щелями перед входными отверстиями корпуса модуля. Установка входного модуля позволяет предотвратить поступления в насос механических примесей больших размеров, чем предусмотрено размерами ячейки, что повышает надежность и эффективность работы УЭЦН, увеличивает ее межремонтный период.

Эффективность фильтров, применяемых на Мамонтовском месторождении, показана на рисунке 3 и в таблице 1.

Рисунок 3. Изменение наработки на отказ до и после установки фильтра.

Таблица 1

Эффективность фильтров, применяемых на Мамонтовском месторождении

Список литературы:

1. Карапетов К.А., Дурмишьян А.Г. Борьба с песком в нефтяных скважинах. М.:Гостоптехиздат, 1958. - 140с.
2. Козлов B.C. Методы, применяемые для выноса песка при глуби-но-насосной эксплуатации скважин на нефтепромыслах Азербайджана. Баку: ГНТК Совмина Азерб.ССР, 1959. - 96с.
3. Сидоров O.A., Везиров А.Р. О допустимых значениях депрессии на пласт при освоении и эксплуатации продуктивных горизонтов, представленных слабосцементированными породами. Баку: сб.научн^тр. АзНИПИнефть, 1979, вып.49, с. 134.

sibac.info

Осложнения при эксплуатации УЭЦН, методы борьбы с ними — Студопедия

Осложнения при эксплуатации УЭЦН - повышенное газосодержание на приеме насоса (газовые якоря, деспергаторы ) отложения солей (кислотные обработки) наличие мех примесей (установка фильтров на приеме насоса, газопесочкые якоря) - АСПО (химические, тепловые, физические) По своему химическому составу нефть склонна к образованию эмульсий, так как в ее состав входят активные эмульгаторы-асфальтены и смолы. Процессу образования эмульсий также способствуют глина и песок, принесенные с поверхности или из пласта.. Другой формой осложнения является появление высокомггнерализованной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной активностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоммнерализованной воды и электрического тока приводят к возникновенгiю электрохимической коррозии металла. Если этим факторам добавляется низкое забойное давление, то происходит активное солеотложение в рабочих органах насоса. Другим постоянным спутником нефти при ее добыче является газ. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны, величина которых соизмерима с размерами канала ступени. При этом происходит ухудшение энергообмена между рабочим колесом и жидкостью. Кроме этого при конденсации пузырьков газа давление внутри пузырьков остается постоянным и равным давлению насыщения пара, давление же жидкости по мере продвижения пузырька. Частицы жидкости, окружающие пузырек, находятся под действием все возрастающей разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости, сопровождающиеся мгновенным местным повышением давления, достигающих сотен мегапаскаль. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса. Все это приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса. В добываемой жидкости находятся различные механические принеси. Это могут быть соли, продукты разрушения пласта и механические примеси, принесенные с дневной поверхности при ремонтах скважин. Создание на забое скважины перепада давления приводит к частичному разрушению скелета горной породы. Мелкие часгииы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес. К другой группе факторов влияющих на работу УЭЦН относятся осложнения, связанные с конструкцией скважины.а также с компоновкой насосного агрегата. Другой проблемой является повышение температуры откачиваемой жидкости, с возрастанием глубины спуска насоса. Долговечность материала изоляции кабеля и обмоточного провода погружного электродвигателя (ПЭД) уменьшается с увеличением температуры, что может привести к пробоям в изоляции и выхода из строя ПЭД. Выявлено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 м ствола возрастает количество отказов оборудования, чаще происходит падение устаЕ-юовок на забой скважины. ГIричина заключается в возникновение изгибающих и сминающих сил, воздействующих на силовой кабель и корпуса узлов УЭЦН. Также проблемой при эксплуатации наклонных скважин при помощи УЭЦН, является искривление ротора, что приводит к повышению вибрационного воздействия. Повышенные виброперемещения вызывают знакопеременные напряжения в области соединения узлов УЭЦН между собой и с НКТ, стимулируя их разрушение в месте соединения.