Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежного насоса в осложненных условиях на примере месторождений Западной Сибири
 Скачать 2.15 Mb.
|
|
1.2 Факторы, влияющие на работу установок электрических центробежных насосов Факторов, влияющих на работу УЭЦН, очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов, проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по повышению показателей работы насоса. Все факторы, влияющие на работу УЭЦН, можно разделить на группы. Геологические (газ, вода, отложение солей и парафина, наличие мех. примесей в добываемой из пласта жидкости), поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи, и факторы, обусловленные 13 конструкцией скважины или УЭЦН (диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, глубина спуска, исполнение узлов и деталей УЭЦН). В зависимости от того, какое воздействие они производят на технико- экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положительным и отрицательным действием. Прежде чем рассматривать методы борьбы с нарушениями, следует разобраться в сущности процессов, приводящих к снижению эффективности работы скважин и УЭЦН. Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН начинается практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой воды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН. 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. Так как вязкость и устойчивость эмульсии зависит от дисперсности водонефтяных смесей, а УЭЦН является одним из лучших диспергаторов, то в процессе прохождения жидкости через рабочие колеса образуется эмульсия, вязкость которой может повышаться в десятки раз, по сравнению с чистой нефтью. В работах Максимова В.П., Мищенко И.Т. и т.д. отмечено, что максимальные значения вязкости характерны для эмульсий с обводнённостью 40-60%. Увеличение вязкости негативно отражается на рабочих характеристиках УЭЦН. В качестве критерия для оценки изменения параметров работы насоса в работе Л.С. Каплана были предложены коэффициент подачи насоса и межремонтный период работы. При работе насоса в интервале обводнённости 40-60% коэффициент относительной подачи насоса в среднем уменьшился примерно в 1,6 раза, а продолжительность безотказной работы насоса сократилась в 1,5 раза. Кроме 14 этого, было установлено, что влияние высоковязкой эмульсии на насосы с большей подачей выражено меньше. Другой формой осложнения является появление высокоминерализованной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной активностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоминерализованной воды и электрического тока приводит к электрохимической коррозии. Если к 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. Частицы жидкости, окружающие пузырек, находятся под действием всевозрастающей разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости, сопровождающееся мгновенным местным повышением давления, достигающего сотен МПа. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса и, в свою очередь, к ухудшению рабочих характеристик насоса. В добываемой жидкости находятся различные механические примеси. 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 частицы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес. 15 К другой группе факторов, влияющих на работу УЭЦН, относятся осложнения, связанные с конструкцией скважины, а также с компоновкой УЭЦН. Рассмотрим некоторые из них. [11] Для создания форсированного отбора жидкости из скважины необходимо увеличить перепад давления. Это достигается спуском насосного агрегата на большую глубину. Для того чтобы продукция скважины могла преодолевать более высокое давление, создаваемое столбом жидкости, находящейся в НКТ, насосу придется повысить напор. Но повышение напора приведет к изменению рабочей характеристики насоса. Посмотрим на напорно-расходную характеристику насоса (рис.1.2). На ней выделяется рабочая область -это область, в которой имеют места максимальные значения КПД. Если насос до спуска работал в рабочей области, то после спуска произойдет перемещение рабочего режима насоса по кривой Н-Q влево (из точки 1 в точку 2). Вместе с этим произойдет уменьшение КПД. Снижение КПД установки обусловлено уменьшением величины полезно затраченной работы. Как показывает практика, разность, равная уменьшению полезной работы насоса, идет на создание новых осложнений при эксплуатации УЭЦН. Другой проблемой является повышение температуры откачиваемой жидкости с возрастанием глубины спуска насоса. Долговечность материала Рисунок 1.2 — Напорно расчетная характеристика 16 изоляции кабеля и обмоточного провода погружного электродвигателя (ПЭД) уменьшается с увеличением температуры, что может привести к пробоям в изоляции и выходу из строя ПЭД. Использование кустового способа бурения привело к целому ряду осложнений при спуске и эксплуатации УЭЦН. Выявлено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 м ствола, возрастает количество отказов оборудования, чаще происходит падение установок на забой скважины. Причина заключается в возникновении 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. Кроме искривления ротора, причинами вибраций может стать изменение геометрических параметров рабочих колес вследствие износа. [2] Усугубляет ситуацию тот факт, что осложнения не встречаются по отдельности. Чаще всего эксплуатируемые скважины имеют целый набор осложнений, которые снижают эффективность работы УЭЦН. Один вид осложнения может привести к появлению новых проблем при эксплуатации. Также необходимо отметить, что неуклонный рост добывающих скважин, оборудованных установками ЭЦН, а также выход месторождений на позднюю стадию разработки заставляет все чаще сталкиваться с описанными выше проблемами. 17 2 Классификация нарушений в режимах работы установок электрических центробежных насосов Условия работы УЭЦН в скважине зачастую являются достаточно суровыми, это и значительная глубина спуска, и высокая температура перекачиваемой жидкости, и содержащиеся в ней механические примеси и газ, и многое другое. Как правило, длительная эксплуатация УЭЦН в стабильном режиме не может быть обеспечена в таких условиях без применения спец. оборудования и проведения дополнительных мероприятий. Динамика причин отказов УЭЦН 498 119 274 66 28 0 33 176 32 121 131 79 15 6 549 88 320 65 56 3 33 216 22 155 144 84 15 0 486 96 301 45 54 0 54 251 161 165 179 56 11 2 0 200 400 600 Засорение мехпримесями Солеотложение Необеспечен приток Конструкция скважины, раб. В кривизне Коррозия Высокая температура пласта Негерметичность лифта НКТ Прочие причины по вине Общества По вине завода изготовителя По вине прокатной организации По вине ТКРС По вине оборудования Нестабильное энергоснабжение По причине подрядчиков по ВНР Динамика причин отказов УЭЦН на "П"месторождении 2014 г. 2015 г. 2016 г. Рисунок 2.1 — Динамика причин отказов УЭЦН на «П» месторождении 18 показана на рисунке 2.1. Из всех причин преждевременных отказов УЭЦН наиболее часто встречающийся – засорение механическими примесями, при этом мех. примеси достаточно часто являются причиной аварий УЭЦН в скважинах. [3] 2.1 Механические примеси Источники механических примесей, попадающих в насосную установку, делятся на четыре основных типа (рис.2.2): Пласт, когда мех. примеси -это продукт разрушения горных пород‚ либо это пропант, закачанный при гидроразрыве пласта (ГРП), а также кристаллы солей. Технологические жидкости, закачиваемые в скважину: растворы глушения, промывочная жидкость, различные химические реагенты, растворитель и т.п. Не всегда эти жидкости проходят достаточную подготовку перед закачкой, что в особенности относится к жидкостям глушения. Эксплуатационные колонны, когда колонна корродирует с образованием солей железа. Само глубинно-насосное оборудование (ГНО), неправильно подготовленное, не очищенное на сервисных базах и т.п. В основном, повышенный вынос твердых частиц из пласта происходит на месторождениях в поздних стадиях разработки. С одной стороны, нарушение связей между частицами, складывающих пласт, за счет вымывания их потоком закачиваемой воды, химическому выщелачиванию, подключению новых (недренированных) участков месторождения и интенсификации добычи. С другой стороны, это проникновение в пласт частиц при глушении и ремонте скважины. 19 Гранулометрический состав проб механических примесей. Основная их часть имеет размер зерен от 0,1 до 1 мм, а вероятность их появления в продукции скважин, эксплуатирующих различные пласты, составляет 82-92 %. Анализ динамики содержания мех. примесей по скважинам показывает, что ни на одной скважине нет стабильно высокого или стабильно низкого выноса мех. примесей. Их высокое содержание (500-1000 мг/л) как правило, характерно для процесса запуска скважины после текущего или капитального ремонта. Особенно это заметно на скважинах с проведенной оптимизацией работы оборудования, где увеличивается поток жидкости из пласта по сравнению с потоком до проведения мероприятия. Как известно, ГРП – процесс создания новых и расширения старых трещин с последующим закреплением их пропантом. При возникновении трещины происходит разрушение связей между частицами, составляющими коллектор (в случае терригенного коллектора). При снятии давления разрыва трещина должна сомкнуться и «заклинить» пропант и освободившиеся частицы Рисунок 2.2 — Источники механических примесей 20 пласта. Однако такое не всегда происходит. При запуске скважины повышенный вынос песка и пропанта будет обусловлен, кроме повышенного потока, еще и тем, что размер пропанта и твердых частиц пласта меньше размера трещины. Такие причины возникают в следующих ситуациях: ошибка в расчетах размера пропанта (меньший диаметр пропанта); ошибка в расчетах размера трещины (трещина не смыкается); несовершенство крепи (пропант попадает в другой пласт или трещины в крепи). [4] Результаты анализа большого числа факторов, влияющих на вынос мех. примесей из скважин, свидетельствуют о том, что разрушение продуктивного пласта в процессе эксплуатации является весьма сложным механическим, физическим и физико-химическим процессом, развивающимся во времени. Этим фактом объясняется то, что ведущиеся в течение многих десятилетий исследовательские работы в этом направлении не дали кардинальных решений. 2.2 Солеотложение Солеобразования (рис.2.3) представляют собой отложения, закупоривающие перфорационные каналы, обсадные эксплуатационные Рисунок 2.3 — Солеотложение 21 колонны, НКТ, клапаны, насосы, а также внутреннюю поверхность скважинного оборудования, засоряя, таким образом, скважину и препятствуя потоку жидкости. Большинство солевых образований формируется либо путем прямого осаждения из той жидкости, что обычно находится в пустотах пород, либо как результат пересыщения потоков пластовых вод солевыми компонентами, возникающего при контакте двух несовместимых вод на забое. Солеобразование начинается в тот момент, когда состояние любого природного раствора нарушено путем превышения растворимости одного или более компонентов. В добыче углеводородов обычно фигурируют три основных события, приводящие к солеобразованию: Несовместимое смешение. Смешение несовместимых нагнетаемых вод и пластовых вод может вызвать образование солевых отложений. Смешение жидкостей в породах вокруг скважины дает новые жидкости с комбинированными концентрациями ионов, которые выше предельных растворимостей для сульфатных минералов. Отложения сульфата кальция (СаSo 4 ) образуются в пластах известняка, а отложения сульфата бария (ВаSo 4 ) и стронция (SrSO 4 ) - песчаника. Если данные отложения присутствуют в пласте, то их трудно удалить химическим или механическим путем. Смешение несовместимых вод также может происходить и в трубах. Образовавшиеся при этом солевые отложения могут быть удалены химическим и механическим способами. Автоосаждение. Пластовая жидкость по мере продвижения подвергается изменениям температуры и давления. Если такие влияния затрагивают жидкость с составом, превышающим пределы растворимости для данного минерала, то он будет выделятся в виде осадка – это явление называют автоосаждением или самоосаждением. Сульфатные и карбонатные осадки могут образоваться в результате изменения давления внутри скважины или же любого другого 22 изолированного оборудования. Осадок хлорида натрия (галит) образуется аналогичным образом из высококонцентрированных рассолов, подверженных сильным падениям температуры. Вода может содержать 218 кг/м 3 галита при температуре 200°С, но только 174 кг/м 3 при температуре окружающей среды. Галит способен осаждаться со скоростью 43,5 кг/м 3 добываемой воды, что приводит к образованию многих тонн осадка ежедневно в одной скважине. Солевыделение, вызванное испарением. Образование солевых отложений также связано с параллельно идущей добычей углеводородных газов и пластовых рассолов (влажный газ). По мере уменьшения гидростатического давления в трубах увеличивается объем углеводородного газа и все еще остающаяся горячей фаза рассола испаряется. Хотя движущей силой образования солеотложений может быть изменение температуры или давления, наличие сторонних газов, сдвиг рН или контакт с несовместимой жидкостью, нередко пластовые воды даже в пересыщенном солями состоянии не дают солевого осадка. Для формирования последнего ему нужно постепенно «вырастать» из раствора. Первая стадия его развития начинается с насыщенного раствора в виде образования нестабильных кластеров атомов, а сам процесс называется гомогенной нуклеацией (рис.2.4). Далее, под воздействием локальных флуктуаций ионов пересыщенного раствора, атомные кластеры образуют маленькие кристаллы-зародыши. Эти кристаллы постепенно растут за счет адсорбции ионов на дефектных участках поверхности кристаллов, увеличивая свой размер. Причина роста зародышевых кристаллов обусловлена уменьшением свободной поверхностной энергии кристалла, которая стремительно уменьшается с увеличением радиуса частиц после того, как достигнут критический размер. Это означает, что большие кристаллы будут продолжать свой рост, а малые могут раствориться снова. Таким образом, при достаточно большой степени пересыщения, формирование зародышевых кристаллов будет вызывать увеличение роста солевых отложений. В данном 23 случае зародышевые кристаллы играют роль своего рода катализаторов в образовании солевых осадков. Рост кристаллов также имеет тенденцию к инициированию на уже имеющейся границе между твердым телом и жидкостью процесса, называемого гетерогенной нуклеацией. Местами возникновения гетерогенной нуклеации являются такие дефекты поверхности, как неровности поверхностей труб, перфорационные отверстия эксплуатационных колонн, а также стыки и сварочные швы труб. Высокая степень турбулентности также способна катализировать процесс солеотложения Таким образом, накопление осадка может произойти под воздействием давления насыщения в потоке. Это и объясняет столь быстрое накопление осадка на скважинном оборудовании. Исходя из представлений о явлении нуклеации, были разработаны ингибиторы солеотложения, которые используют химические реагенты, тормозящие процесс нуклеации и стадии роста солевых отложений, снижая почти до нуля скорость образования осадка. [8] Рисунок 2.4 — Гомогенная и гетерогенная нуклеация. 24 2.3 Асфальтосмолопарафиновые отложения и гидратообразования Нефть представляет собой сложную смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и изменением свойств нефтяной эмульсии 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. Состав АСПО зависит в определённой степени от свойств и состава исходной нефти, а также от места отложения по пути движения нефти. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения состав АСПО меняется в широких пределах. Нефти многих месторождений могут содержать в своём составе от следов до 30% и более смело-парафиновых веществ. Количество растворённого парафина в нефти бывает различно. В зависимости от содержания парафина нефти разделяются на парафинистые (более 2% парафина), слабопарафинистые (от 1 до 2% парафина) и беспарафинистые (менее 1% парафина). Точное знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними Механизм формирования отложений на поверхности металла состоит в возникновении и росте кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с пластовой жидкостью поверхности, а затем на образовавшейся смоло-парафиновой подкладке. Появление в пластовой 25 жидкости песка или других механических примесей, как и появление воды не может существенно изменить механизм образования АСПО. Факторы, влияющие на АСПО: Перепад температур. С увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока пластовой жидкости количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает. Давление и газовый фактор. При давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в пластовой жидкости и понижение температуры нефтегазового потока. Скорость течения. С увеличением скорости потока пластовой жидкости интенсивность накопления отложений сначала растет, вследствие увеличения массопереноса, достигает максимума и при определенной скорости начинает убывать, т.к. с ростом скорости пластовая жидкость лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии и возрастает возможность смыва отложившегося парафина из-за превосходства сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы. Свойства поверхности. От характеристик поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. При прочих равных условиях интенсивность образования АСПО на поверхности различных материалов зависит от степени их полярности. Слабой сцепляемостью с парафинами обладают материалы с высокой полярностью (гидрофильностью). Самая низкая интенсивность образования АСПО у стекла, самая высокая у полиэтилена, что можно объяснить аналогией строения полиэтилена и предельных углеводородов 26 нормального ряда, к которым относятся компоненты нефтяных парафинов. Высокое качество обработки поверхности стальных труб не является препятствием для образования на них АСПО. Только на начальной стадии образования АСПО проявляется влияние качества обработки стальных поверхностей, т.к. шероховатость при развитом турбулентном режиме интенсифицирует перемешивание, а, следовательно, и выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина небольшой толщины, скорость накопления отложений парафина уже не зависит от чистоты обработки поверхности. С увеличением степени полярности материала и чистоты обработки поверхности сцепление ослабевает и смыв парафиновых отложений будет происходить при меньших скоростях потока пластовой жидкости. Обводненность продукции. С увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения парафина снижается по двум причинам: 1) из-за увеличения суммарной теплоемкости (теплоемкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура потока повышается, что приводит к уменьшению отложения парафина; 2) из-за изменения характера смачиваемости поверхности, увеличения площади контакта стенки трубопровода с водой. Содержание в нефти смол и асфальтенов. Образование плотных, трудноудаляемых с металлической поверхности парафиновых отложений происходит только при наличии в нефти смолисто-асфальтенового вещества. В их присутствии поверхность отложений имеет развитую шероховатость, при отсутствии -поверхность становится идеально гладкой, а отложения представляют собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Асфальтены способны выпадать из раствора и самостоятельно участвовать в формировании плотных осадков. В присутствии смол этот процесс усиливается, так как 27 парафин – основа материала отложений, а смолисто-асфальтеновые вещества обладают цементирующими свойствами. Компонентный состав нефти. От него зависит растворяющая способность нефти по отношению к парафину: чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 350°С)‚ тем больше выпадет парафина. Установлено, что нефти с высоким содержанием углеводор0дов нафтенового и ароматического рядов менее склоны к формированию прочных парафиновых отложений, чем нефти, в составе которых преобладают соединения метанового нормального или парафинового рядов и которые даже при малом содержании высокомолекулярных соединений образуют плотные АСПО. Плотность, вязкость нефти. Легкие, маловязкие нефти с большим содержанием легких фракций, выкипающих до 300°С, способствуют более быстрому накоплению АСПО по сравнению с нефтью большей плотности и вязкости. Это объясняется тем, что, хотя растворяющая способность нефти, содержащей больше легких фракций при одинаковых температурных условиях, выше, чем у тяжелой нефти, она влияет в основном на температуру массовой кристаллизации парафина, понижая ее. В остальном же на процесс формирования и накопления отложений - структурообразование парафина и его агрегативную устойчивость в основном влияет содержание смол и асфальтенов (основные строительные материалы). Время. С течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность образования АСПО наблюдается вначале процесса, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти к внешней среде вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина, слой АСПО является теплоизоляционным материалом. [18] 28 В целом, для каждого месторождения, при усредненных значениях содержания парафинов в нефти, прослеживаются потенциально опасные значения по дебиту жидкости и обводненности, при которых выпадение парафинов вероятно. Процессы гидратообразования в затрубном пространстве протекают иначе, чем в НКТ, по нескольким причинам. Наиболее очевидная заключается в контакте холодных пород, прежде всего, с затрубным пространством, являющимся своеобразным изолятором по отношению к НКТ, где нефть имеет более высокую температуру. Однако основной причиной является наличие линии динамического уровня, разбивающей затрубное пространство скважины на две зоны, условия гидратообразования в которых принципиально различаются. Кроме того, в затрубном пространстве происходит циркуляция паров воды и выпадения жидкой углеводородной фазы из восходящих потоков газа. Все перечисленные факторы создают условия, отличающихся от таковых в НКТ. Гидратообразование и фазовые переходы в затрубном пространстве рассматриваются в зависимости от глубины расположения динамического уровня, который находится ниже уровня слоя многолетнемерзлых пород (ММП). Для некоторых месторождений Западной Сибири ММП располагаются на глубинах 400-700 метров. На месторождении «П» в зоне ММП с минимальными температурами гидраты образуются из сконденсировавшейся на стенках эксплуатационной колонны водяной пленки и природного газа, находящегося в затрубном пространстве выше линии динамического уровня. Условия гидратообразования: В затрубном пространстве определяются фазовым равновесием на линии динамического уровня при соответствующих температуре и давлении: o повышенные давления (5 МПа) и при температурах 12 -14,5 о С; o Пониженные давления (0,3 МПа) и при температурах менее -8 о С; Зоны гидратообразования: |