ваав. Физические и физикохимические свойства пластовых флюидов нефти
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
2.3.3 Депрессионная очистка скважины Депрессионная очистка скважины – как метод борьбы с твердыми взвешенными частицами. При откачке продукции с наличием твердых взвешенных частиц из пласта в заколонном пространстве скважины около зоны перфорации равномерно появляется горная выработка, где скапливаются ТВЧ. Присутствие твердых взвешенных частиц в лифтируемом потоке продукции –главная причина, оказывающая воздействие на коррозионное механическое повреждение. Действенным методом борьбы с твердыми взвешенными частицами рассматривается внедрение эффекта имплозионно-депрессионной очистки забоя скважины с выносом продуктов кольматации, совмещенной с ТРС. 2.3.4 Десендеры В гравитационных десендерах [14] сепарация твердых взвешенных частиц обусловлена силами гравитации при повороте потока продукции и изменению направленности движения (снизу-вверх и напротив). В инерционных десендерах [14] продукция из затрубного пространства, сообразно кольцевому пространству между ЭК и насосной компрессорной трубами, поднимается кверху и, дойдя до щелей фильтровой компоновки, протекает в десендер, при этом изменяя направленность на противоположное. Дальше продукция течет сообразно кольцевому пространству между внутренней стенки насосной компрессорной трубы и внешней стенки ПВП, на котором находится нисходящая спираль, входящая в патрубок с отводом песка. На песочной спирали при движении продукции сообразно кругу и книзу благодаря центробежным силам проистекает деление частиц песка, он потом оседает в накопителе (благодаря силам гравитации). Дальше поток чистой продукции меняет направленность и поднимается кверху сообразно внутреннему каналу ПВП. Десендер соединяется с насосом посредством резьбового соединения. Достоинства внедрения десендеров в том, что они не понижают коэффициент продуктивности пласта, не нуждаются в проведении высокобюджетных операций с целью закрепления проппанта; также в отсутствии подвижных деталей конструкции, в простоте и легкости установки данного оборудования; спуск десендера производится в комплекте с насосным оборудованием, не нужен привод от ПЭД. 2.3.5 Магнитная коагуляция механических примесей В добываемой жидкости нефтяных и газовых месторождений в разной степени концентрации находятся твердые взвешенные частицы. Как правило, это выносимые частички горных пород и элементы коррозии ГНО и труб. Распространённые на практике способы борьбы с ТВЧ, такие как циклонирование и фильтрование, зачастую не приносят необходимого результата. При магнитной коагуляции твердых взвешенных частиц задерживаются частички, владеющие магнитными качествами, размером наименее пяти микрометров, и соединяются в агломераты наиболее ста микрометров, что даёт нужный эффект их локализации. Для сточной пластовой воды, прокачиваемой в систему ППД, такая очистка более актуальна, и в зависимости от проницаемости пласта количество твердых взвешенных частиц, по стандарту 39-225-88, является от трех до пятидесяти миллиграмм на литр, а нефтяных продуктов – от пяти до пятидесяти миллиграмм на литр. 2.3.6 Использование износостойкого оборудования Проблему коррозии и отложения солей возможно решить, применяя ступени для ЭЦН износостойкого исполнения (жидкокристаллический полимер) с низким солеотложением [17]. Главная идея заключается в том, что рабочее колесо (рисунок 5) и проточные каналы направляющего аппарата (рисунок 6) выполнены из полимерных композиционных материалов (ПКМ).  Рисунок 5 – Рабочее колесо из жидкокристалличсекого полимера  Рисунок 6 – Направляющий аппарат Рабочие колеса, изготовленные из композиционных материалов на основе полимеров, имеют следующие преимущества по сравнению с чугунными аналогами: • Повышенная коррозионная стойкость; • Высокая чистота проточных каналов, низкая адгезия материала, обеспечивающие низкое солеотложение и засорение проточных каналов твердыми механическими примесями; • Малый вес (примерно в 6 раз меньше чугунных колес) обеспечивает уменьшение массы ротора, а вследствие уменьшается пусковой ток, уменьшаются центробежные силы, изгибающие вал; • Низкое солеотложение и малый вес уменьшают дисбаланс и радиальные вибрации ротора, а, следовательно, уменьшает износ втулок защитных вала, опорных поверхностей направляющих аппаратов, уменьшается вероятность «полетов» насоса; • Чистота проточных каналов, низкая адгезия материала, малый вес обеспечивают увеличение КПД (коэффициента полезного действия) на 3-5%; • Низкая стоимость. 2.3.7 Хвостовики и шламоуловители В «Шешмаойл» разработан хвостовик (рисунок 7). Хвостовик работает следующим образом [18]. Пластовая жидкость поступает из продуктивного пласта 24 через перфорационные отверстия 23 в скважину. При работе насоса пластовая жидкость движется по центральному каналу 2 с большей скоростью, чем по обсадной колонне 5, благодаря чему предупреждается накопление механических частиц в обсадной колонне 5 в зоне перфорационных отверстий 23. При движении жидкости по центральному каналу 2 происходит частичная сепарация газа из жидкости. Далее пластовая жидкость через каналы 20 и 21 поступает в кольцевой зазор 7. Тяжёлые крупные частицы оседают в кольцевом зазоре 7, а лёгкие имеют возможность пройти в насос; часть застревает в фильтре насоса. При демонтаже хвостовика осевшие в кольцевом зазоре 7 механические частицы препятствуют движению эластичной самоуплотняющейся манжеты 4 и смещают ее до упора с нижней муфтой 9. Пластовая жидкость, находившаяся над эластичной самоуплотняющейся манжетой 4 в кольцевом зазоре 7, стравливается через противопесочные отверстия 10. Тарелка 11 также смещается до упора с верхней муфтой 13. Пластовая жидкость, находившаяся над тарелкой 11, стравливается через противопесочные отверстия 14. Если над эластичной самоуплотняющейся манжетой 4 и тарелкой 11 находятся механические частицы, то они забиваются в противопесочные отверстия 10 и 14 соответственно, в результате чего отсепарированные механические частицы остаются в кольцевом зазоре 7 и поднимаются на поверхность вместе с хвостовиком. Возможен вариант установки в скважине хвостовика без присоединения к насосу, т.е. стационарно.  Рисунок 7- Хвостовик в скважине с Г-образными отводами Преимущества разработанного хвостовика – в отсутствии специального механизма приведения эластичной самоуплотняющейся манжеты в действие, что упрощает конструкцию, и в возможности оставления хвостовика в скважине без внутрискважинного оборудования, т.е. возможности работы как стационарного устройства. Хвостовик способствует увеличению скорости движения пластовой жидкости, что обеспечивает лучший вынос песка на поверхность с забоя скважины и предотвращение осыпания песка на забой скважины, тем самым, не снижая поступления жидкости в скважину. Благодаря хвостовику снижаются затраты на проведение ремонтных работ по промывке скважины или другим видам очистки призабойной зоны скважины от механических частиц. Применение хвостовика в скважинах, осложненных пескопроявлением, позволяет увеличить межремонтный период скважины. Увеличивается срок службы насоса, т.к. он защищен от вредного влияния механических частиц, что, в конечном итоге, приведет к снижению себестоимости добычи нефти за счет увеличения наработки на отказ внутрискважинного оборудования. Промысловый опыт показал, что подавляющее число заклиниваний ротора (плунжера) происходит при остановках скважин, даже сравнительно кратковременных (15-25 минут), вследствие того, что осаждение песка начинается сразу же, как только произвели остановку насоса. Для защиты верхней полости насоса от осаждающихся механических примесей авторами разработан шламоуловитель, который снижает попадание механических примесей, продуктов коррозии, окалины в насос, в результате чего вероятность заклинивания насоса при запуске его в работу мала. К преимуществам также относится простота конструкции и невысокая стоимость изделия. Шламоуловитель (рисунок 8 и 9) содержит корпус 1 и накопитель 2. Корпус 1 выполнен в виде полнотелого ступенчатого цилиндра с присоединительными резьбами 3 и 4 на концах меньшей ступени 5. В нижней части большей ступени 6 выполнен кольцевой выступ 7. Таким образом, нижний торец 8 кольцевого выступа 7 ограничивает перемещение накопителя 2 вверх вдоль корпуса 1.  Рисунок 8 - Шламоуловитель, в разрезе  Рисунок 9 - Шламоуловитель, вид сверху Шламоуловитель рекомендуется устанавливать, в основном, над первой насосной штангой. 2.3.8 Борьба с коррозией Для защиты оборудования добывающих скважин от коррозии применяются ингибиторы коррозии. Существуют несколько технологий подачи ингибиторов: задавливание реагента в призабойную зону пласта с последующим выносом его, непрерывная подача ингибитора с помощью различных дозаторов (электрифицированные, с приводом от станка-качалки, самотечные), периодическая заливка в межтрубное пространство и т.д. Ассортимент применяемых ингибиторов для защиты внутрискважинного оборудования определяется свойствами добываемой жидкости. Так как коррозионной средой является водонефтяная эмульсия, то нельзя применять нефтерастворимые водонедиспергируемые ингибиторы, предпочтительно применение водорастворимых ингибиторов. Подбор ингибиторов производится индивидуально для каждой среды. При выборе ингибитора должна учитываться плотность нефти, находящейся в межтрубном пространстве, при этом плотность ингибитора должна быть больше плотности нефти. Другим направлением защиты глубиннонасосного оборудования от коррозии является применение оборудования в износо- и коррозионностойком исполнении. УЭЦН, двигатель - с покрытиями внешней части на эпоксидной основе. Применение центробежных колес и направляющих аппаратов ЭЦН, рабочие поверхности которых изготовлены из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием. НКТ повышенной эксплуатационной надежности: - НКТ из стали марки 15Х5МФБЧ, 15Х5М, 30ХМА; - НКТ стеклопластиковые; - НКТ с повышенным содержанием легирующих элементов; - НКТ с 13% содержанием хрома; - НКТ с полимерным внутренним покрытием марки; - НКТ с покрытием Дельта 5+ . Штанги стеклопластиковые. Результаты эксплуатации насосных штанг из стеклопластика выявили ряд технико-экономических преимуществ по сравнению со стальными штангами: высокая стойкость к химическому воздействию продукции скважины, в том числе H2S и CO2; снижение количества ремонтов скважин, связанных с отложением парафина; увеличение длины хода плунжера; снижение веса колонны штанг. Штанги с диффузионными цинковыми покрытиями. Технология покрытия прошла промышленное опробование на Северском трубном и Таганрогском металлургическом заводах. Штанги с такими покрытиями обладают высокой коррозионной стойкостью и работоспособностью. Испытания проводились в ТПП «Нижневартовскнефтегаз». Метод борьбы с коррозией скважинного оборудования, основанный на использовании станций катодной защиты (СКЗ) с четырехжильным кабелем опробован в ООО «РН-Пурнефтегаз». Вариант подключения – СКЗ подключена к обсадной колонне и корпусу УЭЦН через четвертую жилу кабеля. Промышленное применение этого способа подключения СКЗ не требует больших затрат и трудоемких работ. Применение этого способа подключения СКЗ обеспечивает защиту не только обсадной колонны, но и скважинного оборудования, в том числе УЭЦН. |