CC BY
15
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
ПОДБОР РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Булчаев Нурди Джамалайлович
Канд. тех. наук, доцент, заведующий кафедрой Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Института нефти и газа Сибирского федерального университета, г. Красноярск
Безбородов Юрий Николаевич
Доктор тех. наук, профессор, заведующий кафедрой Топливообеспечения и горюче-смазочных материалов Института нефти и газа Сибирского федерального университета, г. Красноярск
Орловская Нина Федоровна
Доктор тех. наук, профессор кафедры Топливообеспечения и горюче-смазочных материалов Института нефти
и газа Сибирского федерального университета, г. Красноярск
По мере эксплуатации оборудования в нефтяной скважине происходит засорение полости и приемного фильтра электроцентробежного насоса (УЭЦН) механическими примесями, асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО), кристаллами солей, продуктами коррозионного разрушения металла. Для его очистки требуется подъем оборудования, промывка и чистка рабочих колес и направляющих аппаратов, смена фильтра или специальные обратные клапаны, позволяющие сливать жидкость из НКТ в скважину подъемом давления в НКТ с устья. Такие методы защиты насосного оборудования и увеличения его межремонтного периода широко применяются в промысловой практике. Однако оба эти варианта требуют существенных издержек производства, а второй еще и повышает риск аварий, связанный с увеличением нагрузки на НКТ и, особенно, на верхнюю резьбу всей подвески.
Автором разработана технология очистки полости насоса и его приемного фильтра (сетки) без подъема оборудования на поверхность или повышения давления жидкости в НКТ. Решение поставленных задач достигается путем реконструкции обратного клапана УЭЦН [1].
В корпусе 1 клапана, установленного выше насоса, размещено посадочное седло 2 тарельчатого клапана 3, переходящего в полый шток с горизонтальными окнами в верхней части. В седло 2 упирается опорная гильза 4, над которой располагается шайба 5 с центральным для полого штока и периферийными для протока жидкости каналами. Над шайбой расположена пружина 6, которая подпирает подвижную ступенчатую втулку 7, закрытую сверху крышкой 8 и имеющую центраторы 9. Во втулке 7 также выполнены горизонтальные отверстия большего диаметра. Клапан 3 для герметичной посадки в седло 2 имеет эластичную манжету 10. Для герметизации пары трения: втулка 7 - полый шток клапана 3 на последнем размещены эластичные манжеты 11. Для ограничения вертикального хода втулки 7 на полом штоке клапана 3 размещено стопорное кольцо 12. Для фиксации гильзы 4 и шайбы в корпусе 1 также установлено стопорное кольцо 13. Для работы клапана используется груз 14, в одном случае спускаемый в колонну насосно-компрессорных на скребковой проволоке через лубрикатор, а в другом - сбрасываемый в НКТ.
Рисунок 1. - Схема обратного клапана 1 - корпус устройства; 2 -седло клапана; 3 - клапан; 4 -втулка стопорная; 5 - переходник; 6 - пружина; 7 - втулка подвижная; 8 - тарелка; 9 - центратор; 10 - уплотнительное кольцо; 11 - прокладка; 12 - верхнее стопорное кольцо;
13 стопорное кольцо (для переходника и пружины).
Работа клапана состоит в следующем.
После спуска электроцентробежного насоса в скважину обратный клапан 3 под собственным весом принимает крайнее нижнее положение, указанное на рисунке 1. При этом пружина 6 остается в полностью разжатом положении, при котором горизонтальные отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 не совпадают, что предупреждает проток жидкости из НКТ в насос.
При запуске насоса в работу под действием напора жидкости снизу клапан 3 поднимается и пропускает жидкость в НКТ через периферийные каналы шайбы 5 (рисунок 2.). Приподнятие клапана 3 приведет к тому, что подвижная втулка 7 под собственным весом опустится по отношению к штоку, а горизонтальные каналы втулки и полого штока совпадут. Пружина 6 также, как и в случае, указанном на рис. 1, остается в разжатом состоянии. Таким образом, часть добываемой жидкости из насоса в НКТ будет поступать и через полый шток клапана 3.
Для промывки полости насоса, очистки фильтра на его приеме от налипших мехпримесей (АСПО) производится его остановка. Клапан 3 под собственным весом опустится вниз и прижмется гидростатическим давлением сверху к седлу 2 (см. рисунок 1.). Пружина 6 вернет втулку 7 в крайнее верхнее положение, при котором отверстия во
втулке 7 и полом штоке клапана 3 уже не совпадут, что предотвратит переток жидкости из НКТ в насос.
Далее в НКТ скважины через лубрикатор на скребковой проволоке спускают груз 14, который благодаря весу, превышающему силу упругости пружины 6, сожмет ее и переместит втулку 7 вниз до положения, указанного на рисунке 3. При этом отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 совпадут и жидкость из НКТ под большим напором будет перетекать в скважину через полость насоса и приемный фильтр с обратной ее стороны. Промывка полости насоса нефтью из НКТ с добавлением специально подобранных растворителей освободит рабочие органы насоса (Обратная промывка жидкостью фильтра позволит смыть с нее налипшую грязь. По истечению определенного времени груз 14 приподнимают, и втулка 7 под действием сжатой пружины 6 вернется в крайнее верхнее положение, при котором прекратится переток жидкости из НКТ в скважину.
Для правильного подбора растворителя необходимо определить состав накоплений, образовавшихся в полости насоса, а также физико-химические характеристики проб нефтей, взятых из разных кустов. В таблице 1. показаны причины отказов насосного оборудования в трех скважинах А, Б, В Ванкорского месторождения.
Таблица 1
Общая характеристика скважинного оборудования
Условное обозначение пробы А Б В
скважина 230 935 703
куст 100 2 бис 102
дата отказа 08.11.14 29.11.14 08.12.14
наработка 196 363 615
тип насоса 538 Р31 123 ст 538 Р23 98Б 115ст 538 Р17 88Б125 ст
причина отказа нет подачи нет подачи клин
место отбора проб насос насос насос
Очевидно, что отсутствие подачи в скважинах 320, 935 и заклинивание насоса в скважине 703 произошли по причине засорения полости или приемной сетки насоса (или и то, и другое - вместе).
Анализ накоплений, отобранных из полостей насосов, показал содержание значительного количества механических примесей и пластовой воды. Консистенция проб этих накоплений - полужидкая масса из-за присутствующей в образцах нефти. В целях подбора оптимального растворителя были проведены лабораторные исследования, показанные в таблице 2.
Наличие заметного количества смол в ванкорской нефти приводит к предположению, что осадки содержат механические примеси и капли воды в смолистой оболочке, что повышает адгезию осадков к поверхности металла и увеличивает устойчивость суспензии [2].
Методами борьбы с осадкообразованием могут быть обработка внутренних поверхностей насоса полярными растворителями и разрушение водонефтяных эмульсий с помощью ПАВ.
Из набора растворителей (таблица 2.) для предварительных испытаний мы выбрали менее экологически опасные, обладающие различной полярностью, склонные как к растворению смол (ацетон), так и к растворению парафинов (гексан, дизельное топливо, толуол).
Были проведены предварительные испытания растворимости осадков Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду.
Группы растворителей и их физико-химические характеристики
Таблица 2
Растворитель Диэлектрическая Температура Температура Растворимость Молекулярная
проницаемость кипения, °С плавления, °С в воде, г/100г масса
Углеводороды
Гексан 2 68,7 -95,3 0,014 86
Дизельная фракция 2,1 180-350 -35 - -
Толуол 2-2,4 110,6 -95 0,05 92
Галогенпроизводные углеводородов
Хлороформ 4,8 60,2 -63,5 1 119
Четырех-хлористый углерод 2,2 76,7 -22,9 0,08 154
1,2-Дихлорэтан 10,4 83,5 -35,9 0,81 99
Спирты
Этанол 24,3 78,4 -114,2 Смешивается 46
Растворитель Диэлектрическая Температура Температура Растворимость Молекулярная
проницаемость кипения, °С плавления, °С в воде, г/100г масса
Изопропанол 18,7 82,4 -89,5 Смешивается 60
Октанол 10,3 195 -16,3 Растворим 130
Кетоны
Ацетон 20,9 56,2 -9,4 Смешивается 60
Циклогексанон 18,3 155,6 -40,2 7 (20 °С) 98
Были проведены предварительные испытания растворимости осадков
Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. Все пробы содержали механические примеси. В пробе (В) после обработки ацетоном присутствовали парафинистые отложения. К отфильтрованному от ацетона осадку был добавлен толуол (1 мл). После удаления растворителей было проведено взвешивание осадков. Получены следующие результаты:
т„
М = • 100%; т
т„
где с - масса остатка, не содержащего следов растворителей,
т - масса навесок до добавления растворителей. Проба (А) в ацетоне
М = 0,07 • 100% = 70%; 1 0,1
Проба (Б) в ацетоне
М2 = 0,055 • 100% = 55%; 2 0,1 Проба (В) в ацетоне
М = 0,08 • 100% = 80%; 3 0,1
Проба (В) (ацетон+толуол)
М = 0,06 • 100% = 60%; 4 0,1
Сочетание ацетона и толуола наилучшим образом влияет на освобождение механических примесей от смол и воды.
Позже были проведены количественные опыты с большей навеской испытуемых АСПО (0,5 г) и уменьшенным (0,5 мл) объемом растворителя. Опыт № 1
Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г; Растворитель: ацетон, 0,5 мл. Время опыта 24 час.
Результаты определения (% мас.) мехпримесей: Проба (А): (0,43*100/0,5) = 86% (0,43*100/0,5) = 86% Проба (Б): (0,33*100/0,5) = 66% (0,40*100/0,5) = 80% Проба (В): (0,42*100/0,5) = 82% (0,42*100/0,5) = 82% Опыт № 2
Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г; Растворители: (ацетон, 0,5 мл + толуол, 0,5 мл). Время опыта 24 час.
Результаты определения (% мас.) мехпримесей: Проба (А): (0,36*100/0,5) = 72% (0,37*100/0,5) = 74% Проба (Б): (0,39*100/0,5) = 78% (0,43*100/0,5) = 86% Проба (В): (0,36*100/0,5) = 72% (0,43*100/0,5) = 86%
Разброс между параллельными определениями связан с уменьшением объема растворителя (использовалось минимально возможное для достижения эффекта количество).
Проверялась также гомогенность смесей нефть-растворитель (1:1).
Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть(А) Ацетон + + + +
Нефть(А) Ацетон + + + +
Нефть (Б) Ацетон + + + -
Нефть (Б) Ацетон + + - -
Нефть(В) Ацетон ----
Нефть(В) Ацетон ----
Для смесей нефть-ацетон-толуол в соотношении 2:1:1 результаты следующие.
Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть(А) Ацетон+толуол + + + +
Нефть(А) Ацетон+толуол + + + +
Нефть (Б) Ацетон+толуол + + - -
Нефть (Б) Ацетон+толуол + - - -
Нефть(В) Ацетон+толуол ----
Нефть(В) Ацетон+толуол ----
Во всех случаях после отделения смолисто-нефтя- Наличие смолистых оболочек у мельчайших капель
ной и водной компонент получали остаток в виде круп- воды и частиц породы (механических примесей) позво-
ного песка (пробы А, В) или глины (проба Б), лило надеяться на разрушение эмульсий и суспензий при
Пробы А, В также содержали окалину. введении поверхностно-активных веществ.
И действительно, введение нескольких капель ок-танола-1 привело к разделению водонефтяной эмульсии. Особенно наглядно это видно на примере пробы В (рисунок 6.). В случае применения ПАВ поверхность раздела фаз после центрифугирования более четкая. Добавление ПАВ в смеси (нефть + соответствующая проба АСПО) привело к разделению органической и водной фаз. Частицы породы, составляющие механические примеси, полностью перешли в водную фазу и сохранили в ней подвижность, «сыпучесть».
Рекомендации:
Ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. После обработки ацетоном механические примеси проб (А, Б, В) переходили в водную фазу и становились подвижными, «сыпучими». Легко перемещались.
Применение ПАВ может при существенно меньших затратах перевести механические примеси проб (А, Б,
В) в сыпучее состояние. Однако, окончательное решение можно будет принять по результатам испытаний действия обратного клапана УЭЦН по промывке насоса от накопленных ТВЧ.
Библиографический список
1. Патент RU 2544930 C1. Клапан обратный электроцентробежной установки и способ очистки фильтра на приеме насоса. Заявлено 17.09.2013. Опубликовано 20.03.2015.
2. Рахманько Е.Н., Елашева О.М., Плешакова Н.А. и др. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения в сопоставлении с нефтями Ванкорского месторождения // Технология нефти и газа. № 1. 2011. С. 14-20.
СКОРОСТЬ ПОТОКА ДЛЯ ВЫНОСА ТВЕРДЫХ ЧАСТИЦ
Булчаев Нурди Джамалайлович
Кандидат тех. наук, доцент, зав.кафедрой РЭНГМИНГ СФУ, г. Красноярск
Высокое содержание твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в продукции нефтяных и водозаборных скважин вызывает износ и засорение рабочих органов погружных насосов. Для успешной защиты установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) от вредного воздействия механических примесей проводится целый комплекс технологических и технических мероприятий. К технологическим можно отнести регулирование депрессии на пласт (отборов), ограничение водопритоков, крепление призабойной зоны пласта специальными крепящими составами на полимерной основе и др. К техническим относятся работы по разработке и размещению в скважинах различных фильтрующих устройств, уменьшающих концентрацию ТВЧ, попадающих в полость насосного оборудования. Для правильного подбора таких устройств и размера их пор или зазора рабочей поверхности необходимо знать фракционный состав механических частиц.
Гранулометрический анализ взвешенных частиц, выносимых из пласта и накапливаемых в рабочих колесах УЭЦН, производился по Ванкорскому нефтяному месторождению, а именно по Долганской и Насоновской свитам.
Гранулометрический анализ предусматривает определение количественного содержания в породе частиц различных размеров [1]. Для Долганской свиты результаты определения гранулометрического состава пород были получены по 8-ми скважинам, а для Насо-новской свиты - по 1 -й.
По разведочным скважинам фракционный состав определялся ситовым методом (ГОСТ 12536-79). Высушенный образец дезинтегрировался и обрабатывался 10%-ным раствором соляной кислоты для удаления карбонатов. После этого бескарбонатная порода очищалась от глинистой фракции, затем высушивалась и рассеивалась на ситах.
Кроме этого по эксплуатационным скважинам определение процентного содержания частиц различной крупности, входящих в состав горной породы, проводилось методом светового сканирования с помощью лазерного анализатора размера частиц. Данный метод позволяет регистрировать частицы от 1,408 до 0,000289 мм.
Используется эффект рассеивания света от пучков лазера, проходящих через поток частиц. Величина и направление рассеивания света частицами измеряется массивом оптических детекторов и затем анализируется в программном комплексе.Путем обработки 82 проб керна из 8 скважин Долганской свиты и 14 проб керна из 1 -й скважины Насоновской свиты были получены распределения частиц по весу.
Данные распределения позволяют определить диапазон размеров частиц керна, а также визуально оценить, какой диаметр щели (сетки) фильтра необходим для задержания основной массы частиц. Получилась существенная дисперсия распределения частиц по размерам. Измерения показали отсутствие корреляции гранулометрического состава с глубиной.
Анализ минерального состава твердых осадков, извлеченных из рабочих колес УЭЦН, также показал, что в проточной части полости насосов количество механических примесей в виде кварцевого песка колеблется в пределах от 10 до 89%. Следует сказать, что состав твердых осадков носит комплексный характер и включает элементы, входящие в различные соли неорганического происхождения. Гранулометрический состав как для каждой из свит, так и для проб одной свиты, отобранных с разной глубины, представлены неоднородным составом. Графически распределения частиц по каждой из свит представляют пучки однообразных кривых. Поэтому приведены усредненные данные характеристик для каждой свиты (рис.1).
Наибольший интерес при решения проблем, связанных с высоким пескопроявлением в продукции скважин, представляет комбинированный фильтр, в котором совмещены функции сетчатого (проволочного) и гравитационного фильтров одновременно [2]. Изучение процессов движения жидкости и входящих в нее твердых частиц в гравитационной части фильтра позволяет находить его оптимальные параметры: длину и диаметр патрубка, вместимость ловильной камеры (контейнера).
