Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежного насоса в осложненных условиях на примере месторождений Западной Сибири
 Скачать 2.15 Mb.
|
|
2.4 Коррозия Повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии. Однако для обоснования выбора методов защиты оборудования необходимо применение научных подходов при изучении видов и причин коррозии. Под коррозией понимается процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. При этом имеются в виду их разрушение и потеря эксплуатационных свойств в результате химического или физико- химического взаимодействия с окружающей средой. Но следует учитывать, что механизмы и кинетика процессов для неметаллов и металлов будут разными. Наиболее часто говорят о коррозии металлов, которая возможна в том случае, если в результате коррозионного процесса уменьшается свободная энергия системы. Коррозионные процессы отличаются широким распространением и разнообразием условий и сред, в которых они протекают. Поэтому пока нет единой и всеобъемлющей классификации встречающихся случаев коррозии, хотя многие научные школы и различные формы используют различные классификаторы коррозионных поражений. В частности, по типу агрессивных сред, в которых протекает процесс разрушения, коррозию можно отнести к следующим типам: газовая коррозия; атмосферная коррозия; коррозия в неэлектролитах; коррозия в электролитах; подземная коррозия; 30 биокоррозия; коррозия блуждающим током. По условиям протекания коррозионного процесса различаются следующие виды: контактная коррозия; щелевая коррозия; коррозия при неполном погружении; коррозия при полном погружении; коррозия при переменном погружении; коррозия при трении; межкристаллитная коррозия; коррозия под напряжением. [16] Для описания тех или иных видов коррозии и вызываемых ими коррозионных повреждений поверхности часто используется терминология международного стандарта ИСО 8044 «Коррозия металлов и сплавов. Словарь». [17] При контакте пластовых флюидов со скважинным оборудованием возможно проявление следующих видов коррозии: общая (неравномерная) коррозия; локальная (местная) коррозия. Общая (неравномерная) коррозия ‹это процесс, протекающий на всей или на какой-либо части поверхности металла скоростью 0,1-0‚5 мм/год. Результатом общей (неравномерной) коррозии является сплошное разрушение поверхности металла или какой-либо части его поверхности, при этом глубина проникновения коррозии на одних участках может быть несколько больше, чем на других. 31 Значительно чаще поверхность металла подвергается локальной (местной) коррозии, характерной особенностью которой является высокая скорость растворения металла на отдельных участках, достигающая 1-10 мм/год. Результатом локальной (местной) коррозии является разрушение металла в глубину вплоть до появления сквозных отверстий, при этом соседние участки могут практически не затрагиваться коррозией. Основными видами локальной (местной) коррозии скважинного оборудования являются: питтинговая (язвенная) коррозия; коррозия пятнами; коррозия в виде бороздок(канавок); коррозия в виде плато; мейза-коррозия; контактная коррозия; подпленочная коррозия; гальваническая коррозия. Представленная классификация видов, наиболее часто встречающихся коррозионных разрушений скважинного оборудования (насосно-компрессорных труб, элементов УЭЦН, кабельных линий и т.д.) часто используется в нефтяных компаниях при дефектации оборудования. 2.5 Влияние свободного газа Погружные центробежные насосы для добычи нефти ЭЦН откачивают из скважины вместе с нефтью пластовую воду и газ. Известно, что эффективность центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси (ГЖС) резко снижается по сравнению с работой на однородной среде, а при определенных условиях происходит срыв подачи жидкости. 32 Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе ее продвижения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси. Наличие свободного газа в откачиваемой жидкости при условии, что объемная доля его в жидкостной смеси превышает некоторую величину, значительно сказывается на характеристике центробежного насоса. Исследования влияния газа на работу УЭЦН были начаты в двадцатых годах прошлого века, когда было показано, что попадание газа во всасывающую линию насосной установки сопровождается изменением напора, подачи, мощности и КПД насоса. При большом количестве свободного газа происходит срыв подачи, в то время как при малом газосодержание насос, несмотря на снижение подачи и развиваемого давления, работает достаточно устойчиво (рис. 2.5). Визуальное наблюдение структуры потока в каналах центробежного насоса с помощью стробоскопа, выполненные П.Д. Ляпковым и подтверждённые исследованиями С.Г. Бажайкиным, Дж. Принеттии Дж. Скарси, выявили основную причину резкого ухудшения параметров работы центробежного насоса на ГЖС с ростом газосодержания, заключающуюся в образовании в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата газовых каверн, не участвующих в общем течении смеси через каналы. Наличие свободного газа – ограничение для работы ЭЦН: Свободный газ снижает объем жидкости 3 ступени ЭЦН; Рисунок 2.5 — Влияние свободного газа. 33 Разделение жидкости и газа в поле центробежных сил снижает напор ступени; Газ стремится застрять в ступени (скапливаясь у центра) и заблокировать поток жидкости; Блокирование газом происходит в первых ступенях насоса и может привести к блокированию всего насоса (срыв подачи). Одним из основных факторов, определяющих влияние газа на работу ЭЦН, является величина газосодержания у входа в насос В ВХ – отношение расхода газа к подаче смеси, где Q Г - расход свободного газа, поступающего в ЭЦН, при термодинамических условиях входа в насос, Q Ж - подача жидкости погружным центробежным насосом в тех же условиях. В ВХ = 𝑄 Г 𝑄 Г +𝑄 Ж (2.1) Величину газосодержания у входа в насос В ВХ выражают как в долях единицы, так и в процентах. При откачке газожидкостной смеси можно выявить два характерных случая работы погружного центробежного насоса в бескавитационных режимах (при небольших В ВХ ) и в режимах кавитации (при высоких В ВХ ). Появление заполненных газом каверн приводит к уменьшению пропускной способности каналов насоса и резкому ухудшению условий обтекания лопастей, нарушающему энергообмен между насосом и перекачиваемой средой. [7] 3 Анализ мероприятий по совершенствованию эксплуатации скважин с установками электрических центробежных насосов 3.1 Методы предотвращения или ограничения поступления механических примесей Способы предотвращения или ограничения поступления мех. примесей в насосную установку условно можно разделить на 2 крупные группы: 34 технические, к которым относятся установка фильтра на приёме скважины, установка фильтра над насосом; технологические, к которым относятся также химические и профилактические способы (снижение депрессии на пласт, повышение качества технологических растворов глушения и промывочных жидкостей и закрепление пропанта. При контакте абразивных мехпримесей с узлами глубинного насосного оборудования (ГНО) происходят следующие процессы: радиальный износ подшипников ЭЦН, износ и промыв ступеней, промыв газосепаратора, засорение насоса и износ подшипников гидрозащиты и т.п. В настоящее время остро стоит вопрос о том, что текущее определение показателя количества взвешенных частиц (КВЧ), прописанное в технических условиях заводов изготовителей и в технических требованиях нефтяных компаний, не в полной мере отражает процессы, происходящие в погружной установке. Концентрация, в общем-то, характеризует процесс забивания рабочих органов, то есть -при условии, что мех. примеси -это не кварц, а фракция с твердостью менее 7 пунктов по шкале Мооса (рис.3.1). Как раз показатель КВЧ характеризует этот аспект. Если же говорить об абразивном износе рабочих органов, то тут показателен всем известный индекс агрессивности, который первыми начала применять компания Shlumberger. Формула включает в себя процентное содержание кварца, размеры частиц (именно кварца, то есть твердость уже получается от 7 и более), округлость, угловатость и т.д., в общем, она учитывает порядка пяти-шести параметров. 35 В данный момент отсутствует единая универсальная методика определения параметра абразивности. Не вызывает сомнений тот факт, что необходимо учитывать количество абразивных частиц и их концентрацию. Ведь в жидкости может присутствовать 10 мг кварца, износ деталей и узлов УЭЦН от которых будет более значительным, нежели если в жидкости будет присутствовать порядка 500 мг/литр мех. примесей, но с твердостью 3, и износ будет минимальным. С другой стороны, нужно иметь возможность достаточно легко определять параметр абразивности в промысловых условиях. Речь в данном случае не может идти о сложных формулах и учете многочисленных факторов: размеров, угловатости и т.п. Для этого потребовались бы более сложные индивидуальные исследования для каждой скважины, естественно, это Рисунок 3.1 — Твердость основных материалов мех. примесей (по Моосу). 36 очень дорого. Можно учитывать усреднённые значения по пласту, но опять-таки с определенным приближением. 3.1.1 Технические методы Одним из самых распространенных и эффективных способов защиты ГНО от воздействия мех. примесей служит установка на приеме насосных установок специальных фильтров. В фильтре ЖНШ производства ЗАО «Новомет-Пермь» (рис3.2) в качестве фильтрующего элемента используются щелевые решетки из V-образной проволоки из высокопрочной нержавеющей стали. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Размер задерживаемых частиц 0,1-0‚2 мм. Фильтр ЖНШ применяется для защиты отечественных УЭЦН в скважинах после ГРП, а также с выносом КВЧ более 100 мг/л для УЭЦН обычного исполнения и более 500 мг/л для УЭЦН износостойкого исполнения. В зависимости от габарита УЭЦН и максимальный пропускной способности ЖНШ, применяются: для УЭЦН 5 габарита производительность от 115 до 440 м З /сут. (в зависимости от длины ЖНШ от 3 до 12 м). для УЭЦН 5А габарита производительность от 120 до 460 м 3 /сут. (в зависимости от длины ЖНШ от 3 до 12 м). При комплектации УЭЦН, так же необходимо учитывать максимальную допустимую нагрузку на вал ЖНШ: для ЖНШ 5 габарита не более 65 кВт. для ЖНШ 5А габарита не более 178 кВт. 37 Преимуществ у данного фильтра несколько. Во-первых, он обладает свойством самоочищения за счет вибрации УЭЦН. Во-вторых, удобством монтажа, поскольку фильтр устанавливается в составе погружной насосной установки. Соответственно, спуск фильтра не увеличивает время на текущий ремонт скважины (ТРС). Фильтр не подвержен засорению, чем объясняются минимальные потери подпора на приеме насоса. [5] Рисунок 3.2 — Щелевой фильтр – входной модуль ЖНШ 38 В то же время у фильтров ЖНШ существуют и недостатки. Фильтр увеличивает общую длину УЭЦН, применяется только с газосепаратором без входного модуля, зависит от габарита погружной установки, имеет достаточно высокую стоимость. Области применения фильтра ограничиваются определенной максимальной нагрузкой на вал. В некоторых случаях (при наличии в добываемой жидкости глины и прочих подобных субстанций) обнаруживается засорение поверхности фильтра. И еще один недостаток: крупные частицы мехпримесей «отбиваются» V-образной проволокой и спускаются на забой. Шламоуловитель МВФ производства ЗАО «Новомет-Пермь» (рис.3.3) представляет собой многослойный фильтроэлемент из пеноникеля, который задерживает частицы диаметром более 0,25 мм. Пористость достигает 99%. Фильтр МВФ применяется для защиты отечественных УЭЦН в скважинах после ГРП, а также с выносом КВЧ более 100 мг/л для УЭЦН обычного исполнения и более 500 мг/л для УЭЦН износостойкого исполнения. В зависимости от габарита УЭЦН и максимальный пропускной способности МВФ применяются: • для УЭЦН 5 габарита производительность от 45 до 360 м3/сут. (в зависимости от длины МВФ от 3 до 6 м); Рисунок 3.3 — Шламоуловитель МВФ 39 • для УЭЦН 5А габарита производительность от 170 до 360 м3/сут. (в зависимости от длины МВФ 3 от до 6 м). При комплектации УЭЦН, также необходимо учитывать максимальную допустимую нагрузку на вал МВФ: для МВФ 5 габарита не более 108 кВт; для МВФ 5А габарита не более 179 кВт. Входной модуль оборудован клапаном, срабатывающим при засорении фильтра. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Среди преимуществ шламоуловителей МВФ следует отметить также удобство монтажа без увеличения времени проведения ТРС. [5] При засорении фильтрующего элемента при помощи пластичных клапанов обеспечивается проход жидкости, минуя МВФ. К недостаткам можно отнести то, что мех. примеси и пропант остаются в фильтре, а также то, что фильтр увеличивает общую длину УЭЦН и может применяться только с газосепаратором без входного модуля. Шламоуловитель ШУМ 5Д (рис.3.4) производства «Новомет-Пермь» включает в себя диспергирующие ступени и направляющий аппарат с удлиненной ступицей, ступени УЭЦН. При прохождении диспергирующих ступеней происходит подготовка однородной суспензии, далее жидкость проходит пакет ступеней направляющего аппарата с удлиненной ступицей, в которых между наружной поверхностью ступицы и внутренней поверхностью стенки направляющего аппарата осаждаются мех. примеси. Шламоуловитель ШУМ применяется для защиты отечественных УЭЦН в скважинах после ГРП, а также с выносом КВЧ более 100 мг/л для УЭЦН обычного исполнения и более 500 мг/л для защиты УЭЦН износостойкого исполнения. В зависимости от габарита УЭЦН и максимальной пропускной способности ШУМ, применяется: • для УЭЦН 5 габарита производительность не более 125 м З /сут. 40 • для УЭЦН 5А габарита производительность не более 199 м З /сут. [12] Преимущества ШУМ 5Д определяются также удобством монтажа и тем, что фильтр улавливает мех. примеси всех размеров и пропант. Недостатки тоже стандартны. Это увеличение общей длины УЭЦН, а также то, что при большом уровне КВЧ фильтр быстро забивается. Параметры фильтра зависят от габарита УЭЦН. Существует проблема по передаче мощности через вал: известны случаи скручивания шлицов и слома вала. Также существует проблема истончения стенки и слома ступицы аппарата при высокой КВЧ. Разработка ЗАО «РЕАМ-РТИ» -входной фильтр ФВПР (рис.3.5). Это входной модуль УЭЦН со специальным фильтрующим элементом на основе проволочных проницаемых материалов (ППМ) со специальной структурой. Конструкция обеспечивает дренаж отфильтрованных частиц из внешней кольцевой полости фильтра. Модуль также спускается в составе погружной установки. Его преимущества: модульная конструкция фильтра и неограниченная длина (поверхность). Из очевидных плюсов также следует отметить щелевой эффект ППМ и способность фильтрующих элементов к отбрасыванию примесей при низкой скорости фильтрации. Кроме того, фильтр Рисунок 3.4 — Шламоуловитель модульный ШУМ 41 отличается большой поверхностью, низким гидравлическим сопротивлением, дренажом механических примесей с корпуса фильтра и возможностью регенерации фильтра при ремонте. Погружной сепаратор механических примесей ПСМ (рис.3.6), разработанный РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (изготовитель ЗАО «Новомет-Пермь»), устанавливается в нижней части погружной установки. В этом случае компоновка должна включать в себя так называемый двусторонний ПЭД, две гидрозащит. [6] Рисунок 3.5 — Входной фильтр ФВПР 42 Принцип действия следующий: поток добываемой продукции поступает из пласта в скважину и затем на прием центробежного сепаратора. Во вращающемся роторе сепаратора происходит отделение твердых частиц от жидкости в поле центробежных сил. Рисунок 3.6 — Погружной сепаратор механических примесей ПСМ 43 Преимущества данного устройства заключаются в том, что при его использовании после сепарации частицы накапливаются в контейнере, обеспечивается защита УЭЦН от пикового выноса механических примесей из пласта при пуске УЭЦН, производится двухступенчатая сепарация газа, возможна обработка жидкости ингибитором солеотложения. Основной недостаток сложная конструкция. Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН (рис.3.7) производится ООО «Привод-Нефтесервис» по проекту ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фильтр выполнен в вице кожуха (труба диаметром 130 мм с нижней перфорированной частью), который распространяется только на длину установки УЭЦН, захватывающую часть ЭЦН чуть выше приемной сетки, на одном конце которой находится приемная сетка увеличенной площади, на другом -муфта для крепления фильтра к ЭЦН. К преимуществам фильтра-кожуха можно отнести улучшенное охлаждение ПЭД, а также собственно способность предотвращать засорение ГНО мех. примесями. Главный недостаток конструкции в том, что её невозможно применять для эксплуатационных колонн диаметром менее 168 мм. И в целом фильтр-кожух увеличивает общий диаметральный габарит, а значит, возникает проблема с подготовкой скважин. То есть, в данном случае имеют место все известные недостатки, связанные с применением кожухов. ЗАО «ПО Стронг» выпускает фильтр-насадку ФНТ, которая крепится к УЭЦН через пакер-разобщитель ПРС-146(168). Рисунок 3.7 — Скважинный фильтр- кожух для УЭЦН 44 Установка ПРС-146(168) производится путем долива жидкости в скважину, либо закачкой с помощью агрегата и затем за счет снижения динамического уровня после запуска УЭЦН. Фильтр-насадка ФНТ применяется для защиты отечественных УЭЦН в скважинах после ГРП, а также с выносом КВЧ более 100 мг/л для УЭЦН обычного исполнения и более 500 мг/л для УЭЦН износостойкого исполнения. К плюсам фильтра можно отнести его способность к самоочищению за счет вибрации УЭЦН, достаточно высокую пропускную способность (до 400 м З /сут.), удобство монтажа, независимость от габарита УЭЦН, а также спуск в составе УЭЦН. К недостаткам относится риск повреждения уплотнительных элементов пакера при СПО и риск нераспакерования при посадке. Кроме того, существует ограничение по допустимой нагрузке на нижнюю часть двигателя 500 кг. Фильтр противопесочный типа ФПБ производства завода «Борец» присоединяется к нижней части ПЭД (исполнение ФПБН-85) или к нижней части кожуха электродвигателя (исполнение ФПБК-85). Фильтр ФПБН-85 включает в себя фильтр-насадку ФНТ, предохранительный клапан и разобщитель. Фильтр ФПБК-85 отличается отсутствием разобщителя. И, наконец, последний из рассматриваемой группы- скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-7З производства ОАО «Тяжпрессмаш» (рис.3.8). Фильтр устанавливается на пакере ниже УЭЦН. К его преимуществам относится возможность осуществления нескольких СПО УЭЦН без подъема фильтра, достаточно высокая пропускная способность (также до 400 м 3 /сут.) и независимость от габарита УЭЦН. К недостаткам в данном случае относится увеличение времени на ТРС в связи с дополнительной подготовкой Рисунок 3.8 — Скважинный фильтр ФС-73 45 ствола скважины с последующей установкой данной конструкции. Кроме того, существуют риски преждевременного распакерования пакера при СПО и, наоборот, нераспакерования при посадке, риск повреждения пакера, риск прихвата и аварии при извлечении фильтра, пропуски КВЧ и проппанта при негерметичности пакера, засорение фильтра в результате отсутствия притока. Еще один минус: фильтр ФС-7З спускается только после подтверждения потенциала скважины, то есть, это не менее, чем второй рейс после ГРП. С достаточной эффективностью можно использовать в борьбе с мех. примесями и допоборудование, например, такое как сепараторы механических примесей (десендеры). Существуют десендеры гравитационного, инерционного и гидроциклонного типов (рис3.9). Рисунок 3.9 — Десендеры 46 Компания Wood Group ESP производит так называемые десендеры Sandcat, которые тоже устанавливаются ниже погружной установки с использованием пакера. То есть, в принципе, это центрифужный диффузор, пескоотделитель, который устанавливается ниже УЭЦН. Его преимущества: отсутствие движущихся частей, самоочищение за счет вибрации УЭЦН, простота и легкость монтажа, СПО в составе УЭЦН. Недостатки: риск преждевременного распакерования пакера или нераспакерования при посадке, риск повреждения пакера, риск прихвата и аварии, пропуск КВЧ при негерметичности пакера. Также существуют иные конструкции десендеров, устанавливаемых на пакере (рис3.10). Техническая эффективность десендеров УСПШ.01 производства ООО «Нефтеспецтехника» г. Тюмень (рис.3.11) всех типоразмеров (УСПШ.01-114, - 89‚ -73‚ -60) по сепарации песка подтверждена в результате гидродинамических испытаний на испытательном сертифицированном стенде гидродинамической Рисунок 3.10 — Десендеры, устанавливаемые на пакере 47 лаборатории РНГУ им. Губкина. В области оптимального диапазона дебитов каждый типоразмер имеет коэффициент сепарации песка размерностью фракций менее 0‚1мм не ниже 90%. По результатам рейтинговых испытаний, проведенных лабораторией в 2014-2015гг. установки УСПШ.О1 признаны лучшими среди отечественных и зарубежных аналогов. В качестве примера устройства, устанавливаемого выше УЭЦН, можно назвать «обратный клапан КОШ-7З со шламовой трубой». Фактически это общеизвестные шламоуловители, которые выпускает каждый завод- изготовитель погружных установок. Шламовая труба предназначена для защиты обратного клапана от осадка мех. примесей, находящихся в НКТ при остановке УЭЦН. Преимущества устройства состоят в свойстве сохранять герметичность обратного клапана при работе на скважинах с повышенным содержанием КВЧ, возможности производить опрессовку НКТ и в относительной простоте конструкции. Еще одно техническое решение – комбинированное клапанное устройство (ККУ) было разработано специалистами компании «ЛУКОЙЛ-Пермь» и производится заводом «ЭЛКАМ-Нефтемаш». В основе конструкции лежат обратный клапан и второй клапан, который позволяет проводить промывку колонны НКТ, минуя саму установку. Компактное размещение в едином изделии шаровых клапанных пар, герметизирующих рабочие и промывочно-сливные каналы, обеспечивает надежное удержание жидкости в колонне при остановке УЭЦН‚ закачку технологических жидкостей при тушении скважины, прямой и обратной промывках без Рисунок 3.11 — Десендер УСПШ.0.1 48 использования сбивного клапана, слив жидкости из НКТ в затрубное пространство при подъеме подземного оборудования, а также предотвращение засорения клапана и НКТ при их спуске и проведении обратной промывки за счет дополнительного фильтра. Слабая сторона конструкции в данном случае связана с общеизвестным недостатком шариковых клапанов: попадание мех. примесей и выработка иногда приводят к негерметичности. Из оборудования этой группы зарубежного производства интересно отметить клапан с автоматической заслонкой, автоматический клапан с дротиком и выдвижной гильзой и обычный клапан с выдвижной гильзой. Все эти устройства позволяют обеспечить очистку добываемой жидкости. |