диплом. 3 технологический раздел
 Скачать 307.94 Kb.
|
|
7 Кривизна ствола Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению. При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года. Применение новых конструктивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5--2 раза.[7] 3.4 Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН 1 Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений - одна из проблем, с которой сталкиваются нефтяники в Татарстане. Отложение солей приводит к выходу из строя насосов, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Для решения проблемы в НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть» совместно со службой трубопроводной транспортировки нефти, газа и воды компании была разработана программа испытаний методов борьбы с солеотложениями в нефтепроводах. Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения из-за изменения температуры и давления. Осадки в виде солей неизбежны при смешении пластовых вод с разных горизонтов. Солеобразования в трубопроводах представлены в основном отложениями гипса. В НГДУ «Лениногорскнефть» ведутся исследования по трём вариантам очистки трубопроводов: механическом, химическом и электромагнитном методам. Механический метод основан на удалении отложений путём подачи воды гидравлическими высоконапорными установками в трубопровод через специальные насадки. Опытная гидродинамическая очистка внутренней поверхности промыслового нефтепровода проводилась при рабочем давлении воды в 60 МПа. Путём гидродинамической промывки удалось очистить участок нефтепровода с большой плотностью отложений. Однако длина очищаемого участка ограничивалась 40-50 метрами с вырезкой катушек трубопровода. Гидродинамическую промывку можно выполнять на проблемных трубах протяжённостью не более 1000 м с вероятностью полной закупорки внутренней полости нефтепроводов. Дозирование химических реагентов на прием насоса ингибиторов солеотложений и коррозии. Капиллярная система подачи реагентов УЭЦН приведена на рисунке 4  Рисунок 4 Подача химического реагента на прием УЭЦН 1 - колонна НКТ;2 - скважинный капиллярный трубопровод;3 - питающий кабель УЭЦН;4 - центратор ЭЦН;5 - пояс крепления кабеля;6 - ЭЦН;7 - протектолайзер;8 - приёмная сетка;9 - клапан-распылитель;10 - ПЭД Химический метод предусматривает применение растворителей солеотложений, путем закачки удалителей в нефтепровод в объеме, равном объему отложений внутри поверхности. Для опытно-промышленных работ был выбран участок значительно закупоренного нефтепровода протяжённостью 300 м. Работы будут производиться путём закачки удалителя солеотложений. Сравнительный анализ двух рассматриваемых методов для участков нефтепроводов менее 1000 м показал экономическую эффективность закачки растворителя. Электромагнитный метод очистки, в свою очередь, основан на воздействии электромагнитного поля, изменяющего структуру солей и общую массу отложений. Объектом для испытания электромагнитного метода выступил нефтепровод, в который собирается жидкость из скважин, работающих на разные горизонты. На выкидной линии одной из них смонтирован электромагнитный аппарат. Этот способ можно внедрять на трубопроводах длиной до 25 км с выявленной низкой эффективностью подаваемых ингибиторов на процесс солеобразования. 2 Коррозия металла. Различают химические, физические и технологические способы защиты. Первый способ заключается в применении химических реагентов, которые подаются в скважину и затрубное пространство различными способами. Наибольшую эффективность имеет подача реагентов из зоны продуктивного пласта, например, через нагнетательные скважины. При такой системе обеспечивается антикоррозионная защита скважинного оборудования по всей высоте.Все чаще применяются физические методы защиты скважинного оборудования от коррозии. Нередко можно наблюдать антикоррозионные конструктивные особенности: применение нержавеющей стали, стеклопластика или антикоррозионного покрытия при изготовлении различных деталей и оборудования скважин. Следует сказать, что замена обычных труб на НКТ из «нержавейки» дает положительный эффект даже несмотря на значительную разницу в стоимости. Особо ярко этот эффект заметен в скважинах с проблемным флюидом в отношении коррозионной агрессивности. Положительный эффект дает также покрытие основного металла корпуса УЭЦН различными легирующими металлами: хромом, никелем, кремнием и другими. В этом случае коррозионная стойкость сохраняется до тех пор, когда покрытие не имеет повреждений, которые нередко возникают во время спуска или подъема насоса из скважины. Коррозию подпленочного типа в УЭЦН вполне реально исключить за счет электрохимической защиты, которая заключается в нанесении анодного покрытия, обладающего более отрицательным потенциалом по сравнению с основным металлом насоса и обсадной колонны. Суть такой защиты заключается в разрушении протекторного (анодного) покрытия, а не катода, которым в данном случае является основной материал УЭЦН. Защита будет действенной до тех пор, пока протекторное покрытие полностью не прокорродирует. Этот же принцип действия протекторной защиты может применяться и без покрытия. В этом случае к защищаемому оборудованию присоединяется протектор, обладающий более отрицательным зарядом. По истечении срока службы протектора он растворяется и подлежит замене. 3 Отложение соли в насосе. Отложение солей наблюдается в обводненных скважинах. Отлагающиеся соли бывают: водорастворимые (NaCl, CaCl2) и водонерастворимые (CaCO3, MgCO3, CaSO42H2O (гипс), MgSO4, BaSO4). Выпадение вещества в осадок происходит, если его концентрация в растворе превышает равновесную для данного условия. Методы борьбы с отложением солей: -химический - борьбасотложениемводонерастворимыхсолейвскважинеисистемесбора. Применяютингибиторы: гексаметафосфатнатрия (NaPO3)6 итриполифосфатнатрия (Na5P3O10) каквчистомвиде, такисдобавлениемприсадок. Сущностьметодавтом, чтоприобразовании кристаллов солей они тут же сорбируют из раствора ингибитор, в результате этого на поверхности кристаллов возникает коллоидная оболочка, препятствующая прилипанию их к поверхности труб. Так же можно применять соляную кислоту, но она ведет к усиленной коррозии оборудования. Для удаления отложения солей на оборудовании применяют композитные составы из ингибиторов солеотложений, раствора ингибитора соляной кислоты и ПАВ, синол. - физический - воздействиемагнитногополяиультразвуковыхколебаний. При обработке воды магнитным полем создаются условия для образования большого количества мелких кристаллов, которые затем выпадают в виде аморфного шлама, легко удаляемого потоком жидкости. - технологический - предупреждениеотложениясолейнаправленына: сдвиг карбонатного равновесия в ионную сторону - исключениеконтактапластовойводысостенкамитрубопровода. Дляэтогоповышаютдавлениевсистемеиливводятсвободныйдиоксидуглерода (т.е. повышаютпарциальноедавление CO2), илиподкачиваютпреснуюводу. Для борьбы с образованием и отложением водорастворимых солей применяют метод подачи в скважину пресной воды . 4 Неисправность ПЭД. Неисправность ПЭД может быть вызвана снижением динамического уровня или не достаточным охлаждением двигателя. При высокой коррозийной активности добываемой продукции появляется сквозная коррозия корпуса. Известно, что нефть есть сложная смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и переходом нефти от пластовых условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура. Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу. Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны. Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтепами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их сечение. Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина, называется температурой кристаллизации парафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и состава самих парафиновых фракций. Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 °С, а близких к ним церезинов (С36 - С55) - от 65 до 88°С. Для парафинистыхнефтей восточных месторождений (Татарин, Башкирии, Пермской области) температура, при которой начинается отложение парафина на стыках НКТ, составляет 15 - 35°С, а на некоторых месторождениях полуострова Мангышлак выпадение парафина наблюдается даже при пластовых условиях, так как температура кристаллизации близка к первоначальной пластовой. Незначительное охлаждение пласта в результате закачки холодной воды уже приводит к частичной кристаллизации парафина и к ухудшению его фильтрационной способности со всеми вытекающими последствиями. 5 Пробой изоляции кабеля .Пробои изоляции кабеля и изоляции в сростке кабеля происходят из-за некачественного кабеля и не качественного наращивания кабеля, большая скорость при работах СПО, допущено проворачивание установки и колонны НКТ. Пробой изоляции кабеля является достаточно распространенным явлением в практике эксплуатации скважин УЭЦН, занимая примерно 15% от общего объема ремонтов электрической части. Пробой токовода происходит вследствие недостаточно эффективной защиты его от попадания пластовой жидкости, а сгорание колодки токовода, вследствие чрезвычайно высокой плотности тока, приходящейся на единицу поверхности колодки. Заклинивание ротора является следствием износостороннего износа немагнитных пакетов, износа слоя баббита, а также вследствие «залипания» ротора. 6 Влияние газа .Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН: 1) спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу; 2) применение сепараторов различных конструкций; 3) монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; 4) принудительный сброс газа в затрубное пространство; 5) применение комбинированных, так называемых «ступенчатых» (конических), насосов. Применение сепараторов. Метод предусматривает установку на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство. В различных нефтедобывающих районах прошло промышленное апробирование как отечественного, так и импортного оборудования. По данным эксплуатации была зафиксирована удовлетворительная работа ЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,5. Использование диспергаторов. Применение диспергаторов позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодержания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры тонкодисперсной среды. Диспергаторы устанавливаются как вне, так и внутри насоса взамен нескольких рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры. Диспергатор является сильным турбулизатором потока и способствует эффективному выравниванию структуры газожидкостной смеси. Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарирует из жидкости в области приема в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в н асос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно (например, система «тандем»). Применение комбинированных (конических) насосов. «Вредное» влияние газа уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают и большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса. Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5% до 25% в зависимости от типоразмера насоса, при увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но, чаще всего, происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа, которое приводит к снижению подачи насоса, снижению наработки насоса на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого его охлаждение за счет отсутствия потока жидкости. Газосепараторы предназначены для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости. Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет: предотвратить кавитацию и запирание газом рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС), путем их измельчения; газосепаратора - в удалении газовой фазы из откачиваемой смеси. Все виды применяемого оборудования находятся на входе в первую рабочую ступень насоса, т.е. жидкость до входа в насос проходит через дополнительное устройство. 7 Отказ НКТ. Для скважин, оборудованных электропогружными установками, наиболее часто встречающимися авариями является срыв резьбового соединения в нижней части колонны НКТ, испытывающей воздействие работающего агрегата. Для предотвращения указанных аварий рекомендуется тщательно крепить резьбовые соединения труб, находящихся в нижней трети колонны, а также использовать в этой части лифта трубы с высаженными наружу концами, крутящий момент для свинчивания которых в среднем в два раза превышает момент свинчивания для гладких труб. Для фонтанного и глубиннонасосного способов добычи наиболее характерна аварийность с трубами в верхних интервалах лифтов как наиболее нагруженных. В первом случае это связано с раскачиванием подвески при прохождении газовых пачек и значительными растягивающими нагрузками от массы колонны, а во втором - с периодическим удлинением колонны и большими растягивающими усилиями. Для предотвращения данных аварий рекомендуется в верхних интервалах лифтов использовать гладкие НКТ повышенных групп прочности или применять трубы с высаженными наружу концами. Негерметичность резьбовых соединений под воздействием внешнего и внутреннего давления может быть вызвана следующими причинами: |