CC BY
45
Кочеткова Анастасия Сергеевна, студентка, tutowserg@yandex.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет
HANDLING EQUIPMENT IN THE MINING INDUSTRY: ANALYSIS AND COMPARISON
A.S. Kochetkova
This paper describes some lifting and transport machines and equipment for the mining industry and the construction of underground structures. Provides a description, comparison, specifications and features.
Key words: hoisting and transport equipment, mining industry, mining, lifts, motor
graders.
Kochetkova Anastasiya Sergeevna, student, tutowserg@yandex.ru, Russia, Tula, Tula State University
УДК 533.51 DOI: 10.24412/2071-6168-2021-6-221-228
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗАПАДНЫЙ ТИКРИТ (WEST TIKRIT) В ИРАКЕ
А.Ф. Ал-шареа, Н.Г. Квеско, А.М. Альмохаммад, Ю.Ф. Кайзер
Рассматривается возможность применения УЭЦН на месторождениях Ирака при эксплуатации глубоких скважин более 2500 м. В процессе исследования проводился анализ текущего состояния разработки скважин месторождения Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака, а также разработка и выбор мероприятий по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением УЭЦН. В результате исследования уточнены геолого-физические параметры пластовой системы. Приведены рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением УЭЦН. Рассмотрены причины возникновения коррозии и отложения солей, вызывающих отказы УЭЦН и предложены технические решения по их устранению.
Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса, энергоэффективность, погружной многоступенчатый центробежный насос, КПД насоса, высокоде-битные и низкодебитные скважины.
Эксплуатация нефтяных скважинных погружных установок электроцентробежных насосов широко распространена на нефтяных промыслах Ирака. Для глубоких месторождений более 60 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью УЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти. УЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.
Газонефтяное месторождение Западный Тикрит (West Tikrit) расположено в 10 км от г. Тикрит и в 160 км к северо-западу от г. Багдад. Открыто в 1985 г. Месторождение приурочено к антиклинальной складке с северо-запада до юго-востока простирается размером 16 х 6 км, осложненной продольным сбросом. Залежи нефти установлены в песчаниковых горизонтах свиты Зубейр (нижний мел, готерив-баррем) на глубине 2500 м.
В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10-1300 м3/сут и высотой подъема 800-2000 м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более. Также УЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. Влияние кривизны ствола скважины у УЭЦН 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 штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ), с самим процессом эксплуатации. Однако УЭЦН плохо работают в условиях коррозион-но-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.
В связи с вышеизложенным следует, что целью данной работы является разработка рекомендаций по эффективной эксплуатации скважин на нефтяном месторождении Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака.
При использовании УЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах.
Применяются защитные покрытия насосно-компрессорных труб (НКТ), системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на тросе. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Межремонтный срок работы УЭЦН составляет 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.
Установки электроцентробежных насосов содержат скважинный насос и сква-жинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю. Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, УЭЦН имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отборы жидкости. В последние годы нефтяная промышленность получает большое количество новых видов УЭЦН, для изготовления которых чаще применяются высококачественные материалы и высокие технологии, которые ранее использовались лишь в аэрокосмических отраслях.
На основе анализа разработки месторождения и в соответствии с рекомендуемыми для реализации вариантами опытно-промышленной разработки месторождения предусматривается бурение добывающих и нагнетательных скважин с вертикальным окончанием.
В соответствии с требованиями к современной технике и технологиям, а также с учетом конкретных горно-геологических условий района, геолого-физических характеристик залегаемых пород и условий вскрытия продуктивных пластов для месторождения Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака, в скважинах с вертикальным окончанием рекомендуется следующая конструкция:
направление диаметром 323,9 мм спускается на глубину 300 м с целью перекрытия зон поглощений и неустойчивых пород четвертичных отложений, предупреждения размыва устья, и связанных с ним осложнений в виде осыпей и обвалов;
кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 820 м, что обеспечивает перекрытие осложненной части разреза. Используются трубы с резьбой типа ОТТМ (обсадные трубы, треугольная муфта). Цементируется раствором для холодных скважин нормальной плотности до устья;
эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на проектную глубину - на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта в нагнетательных скважинах и на 15 м в добывающих.
Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной добывающих скважин устанавливается выше башмака кондуктора на 250 м, а для нагнетательных скважин до устья. Продуктивная зона цементируется высокопрочным цементным раствором, обработанного химреагентами-понизителями фильтрации.
УЭЦН состоит из наземного электрооборудования: станции управления, кустовой трансформаторной подстанции и подземного оборудования, состоящего из погружного центробежного насоса, погружного электродвигателя и гидрозащиты, спускаемых в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и кабельной линии, крепящейся к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими клям-сами или протекторами (рис. 1).
Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления. Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена клапанами - сливным и обратного хода, которые установлены над насосом. Достоинства УЭЦН по сравнению с глубинными аналогами штангового типа: легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования;
возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины;
возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км); длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами;
исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность;
не осложненное удаление парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.
Станция улраэления
ИИ
Шкаф питания Трансформатор п
Фонтанная арматура
Штуцер
Газпсепаратор ПЭД -
Рис. 1. Компоновка установки электроцентробежного насоса
Эксплуатация УЭЦН возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием
223
брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.
Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки могут иметь обычное коррозионностойкое исполнение.
Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25 %; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99 %; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6-8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140°С).
Установки обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50-100 до 200-250 м в зависимости от подачи.
На нефтегазовом месторождении Западный Тикрит (WestTikrit) Ирака по сравнению с количеством других причин эксплуатационных отказов УЭЦН преобладает коррозия погружного оборудования.
Проблема коррозионного контроля особенно актуальна в связи с высоким содержанием воды, коррозионной активностью пластовых флюидов, обусловленной высокой минерализацией и присутствием кислых примесей (H2S, CO2).
Также на увеличение частоты нарушений и износа оборудования по причине -коррозия, влияет длительная работа скважин и трубопроводов.
Самым распространенным видом коррозионных повреждений НКТ, поверхности УЭЦН, обсадной колонны, металлической оплетки кабеля на нефтегазовом месторождении Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака является мейза-коррозия (рис. 2).
Рис. 2. Мейза-коррозия на нефтегазовом месторождении Западный Тикрит
(West Tikrit) Ирака
Повреждения НКТ по исследованным образцам на нефтегазовом месторождении Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака указывают на углекислотный механизм развития коррозии. Выход из строя погружного электродвигателя (ПЭД), вызванный коррозией корпуса, обусловлен пробитием статора.
Коррозия наружной или внутренней поверхности НКТ приводит к не герметичности, а также к обрыву колонны, когда УЭЦН падает на забой скважины.
По числу потерь от коррозии на первом месте идет ремонт и замена НКТ (почти 80 %), на втором - ремонт и замена УЭЦН, и на третьем - повреждение погружного электрокабеля [1].
В основном коррозии подвергаются корпуса ПЭД и гидрозащиты, так как они интенсивно омываются пластовой жидкостью (электролитом), а ЭЦН и газосепаратор в меньшей степени подвержены коррозии, так как движение пластовой жидкости в их области отличается меньшей активностью.
Для защиты от коррозии подземного оборудования предлагается применение протекторной защиты на нефтегазовом месторождении Западный Тикрит (WestTikrit) Ирака. Она применяется во многих компаниях.
Чаще всего применяются алюминиевые магниевые протекторы с цинком для более комплексной защиты УЭЦН.
Принцип действия состоит в следующем. За счет самоокисления («растворения») протектор поляризует сталь до безопасного потенциала и в итоге снижает активность коррозии. Алюминиево-магниевый протектор для защиты УЭЦН устанавливается в хвостовике ПЭД (рис. 3).
Рис. 3. Расположение протекторной защиты в составе УЭЦН
Для защиты НКТ используются внутритрубные протекторы коррозии (ВПК) типа ВПК 60, ВПК 73, ВПК 89 для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм, соответственно (рис. 4). Они устанавливаются на всем протяжении НКТ [2].
"ЧНГ"*
©' 'Т
Рис. 4. Образцы внутритрубных протекторов до и после защиты НКТ от коррозии
ВПК в основном уменьшает скорость коррозии в лифтовых соединениях НКТ, где обычно коррозия протекает с высокой интенсивностью.
Протектор делает из анодной зоны (ПЭД, НКТ) катодную, а сам превращается в анод, тем самым отвлекая на себя внимание электрохимической коррозии.
Большой срок эксплуатации протектора (до 5 лет) обеспечивается его правильным подбором. Протекторы относительно дешевы по сравнению с другими методами защиты.
Средняя наработка на отказ подвесок НКТ за время обогащения полезных ископаемых (ОПИ) увеличилась. На месторождениях за время опытно-промышленных испытаний ВПК средняя наработка НКТ без покрытия увеличилась в два раза. Протекторная защита показала себя эффективным и доступным способом защиты УЭЦН и НКТ от коррозии.
Разработка и эксплуатация скважин также может сопровождаться образованием солеотложений на различных элементах подземного оборудования. Этот процесс зависит от множества факторов, и он достаточно сложный. Основной причиной выпадения солей является регулирование пластового давления путем искусственного заводнения.
Поэтому необходимо знать кинетику и причины изменения химического состава закачиваемых вод при соприкосновении с породой продуктивного пласта и с пластовым флюидом.
В процессе заводнения различных залежей нефти пресными водами одинакового состава химический состав смешанной воды при обводнении добывающих скважин независимо от возраста залежи и свойств пластов коллекторов меняется в диапазоне минерализаций закачиваемой и пластовой воды [3].
Выпадение неорганических осадков из пересыщенных солями растворов происходит из-за изменения термобарических условий в различных элементах подземного оборудования, а также из-за смешивания химически несовместимых вод. Если насыщение солями вод является природным процессом, то образование солевых отложений в значительной степени является техногенным последствием. Взаимодействие пластов-коллекторов и пластовых жидкостей с закачиваемой в залежь водой в процессе регулирования пластового давления приводит к формированию определенного химического состава.
Для многопластовых залежей воды различных пропластков могут иметь различный химический состав и быть химически несовместимыми; при смешении таких вод будут образовываться солевые осадки в призабойной зоне скважины. Дальнейшее движение смешанных вод в скважине связано с изменением давления и температуры, разгазированием продукции, появлением относительных скоростей фаз, провоцирующие в скважине выпадение вторичных осадков солей. Однако, воды на устье поступают с другим соотношением солеобразующих ионов. Пересыщенные солями растворы при определенных поверхностных условиях могут оставаться стабильными длительное время и не образовывать соли.
Продукты коррозии и механических примесей, попадая в солевой раствор, нарушают его равновесие, они являются центрами кристаллизации [4].
На процесс солеотложений, наряду с условиями, характеризующими свойства солевых растворов, значительное влияние оказывают технологические особенности разработки залежей, например, система регулирования пластового давления путем заводнения (состав, объемы и давления закачиваемых вод). В этих условиях основным источником солеотложения являются смеси пластовых и попутно добываемых с нефтью в результате заводнения вод.
Эффективность от применения химических реагентов для защиты как от отложений солей, так и от других осложнений (коррозия, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПВ), образование стойких эмульсий и др.), во многом зависит от точности подачи их в заданную точку скважины. В работе предлагается специальная конструкция для адресной подачи реагентов в заданную точку скважины - специальное погружное кабельное устройство.
Оно представляет из себя полиэтиленовую полую трубку, которая находится под одной броней вместе с трехжильным кабелем, питающий ПЭД (рис. 5) [5].
Нефтегазовое месторождение Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака характеризуется высокими пластовыми температурами: 90-120 оС. Для защиты от таких высоких температур материал изоляции токоведущих элементов и капиллярной трубки изготавливают из блок-сополимера пропилена. Этот материал выдерживает температуры до 130оС.
11]
-LUÏ
Рис. 5. Специальное погружное кабельное устройство
Специальное погружное кабельное устройство (СПКУ) может обеспечить подачу реагентов в необходимую область (интервал перфорации продуктивного пласта, область отложений внутри НКТ, приемный канал насоса) с заданной точностью, поэтому расход реагентов наиболее экономичный по сравнению с другими способами закачки. Реагенты не тратятся на насыщение столба нефти в затрубном пространстве, на его адсорбцию на наружной поверхности НКТ и на поверхности обсадной колонны.
Внедрение данной технологии на скважинах нефтегазового месторождения Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака позволит уменьшить число текущих ремонтов, увеличить наработку на отказ скважин в среднем в 2 раза (с 316 до 675 суток), сократить число термических и химических обработок, и при этом сократить удельный расход химических реагентов в 1,3-1,6 раза.
Выводы. При применении с типа УЭЦН на нефтяных месторождениях, отмечена повышенная надежность и долговечность. С помощью программ повышения энергоэффективности добычи нефти, реализуемых нефтяными компаниями, за счет обеспечения более эффективной работы насосного оборудования, снижено электропотребление. Взятие на вооружение перспективных решений, обеспечивающих повышение энергоэффективности УЭЦН, является приоритетным. Использование энергоэффективных УЭЦН для эксплуатации высокодебитных и низкодебитных скважин позволяет обеспечить максимальный КПД погружного оборудования и снизить удельное потребление электроэнергии. Сравнительный анализ энергоэффективности представленных насосов показывает, что применение энергоэффективных установок электроцентробежных насосов производства ООО «ПК «Борец» позволит снизить затраты на электроэнергию в среднем на 30 %.
На основании выполненного анализа основных осложняющих факторов при эксплуатации УЭЦН на скважинах предложена конструкция алюминиево-магниевого протектора для защиты УЭЦН на газонефтяном месторождении Западный Тикрит (West Tikrit) Ирака. Конструкция алюминиево-магниевого протектора может быть использована в технологиях добычи нефти на нефтяных месторождениях Ирака.
В будущем целесообразно использовать полученные результаты при выборе эксплуатации установок электроцентробежных насосов в осложненных условиях и проблемных участках, а также способствовать оптимизации работы установки.
1. Belen P., Kumar K.C.H., Wolman's P. Thermodynamic assessment of the Ni - Ti phase diagram // Z. Metallkde. 1996. Bd. 87. N.1. P. 2-13.
2. Begelinger A. Reibung Verschleip und Betriebsrauhigkeit bei verschie denen Lagerwerkstoffen // Ind Anz. 1981. V. 103. № 24. P. 64-67.
3. Roller Burnishing [Электронный ресурс]. URL: http:// mollart.com/ tooling/roller (дата обращения: 10.02.2021).
4. Fariborz Kavoussi / ESP life cycle / OMV Exploration and Production, 16.9.2013.
Список литературы
5. Screw Pump - Progressive Cavity Screw Pump Manufacturer from Nashik [Электронный ресурс]. URL: http://positivemeteringpump.com/ screw (дата обращения: 10.02.2021).
Ал-шареа Ахмет Форат, магистрант, ahmedforaralsharea@gmail.com, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа,
Квеско Наталия Геннадьевна, д-р техн. наук, заведующий кафедрой, kveskong@gmail.com, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа,
Альмохаммад Альмохаммад Альнайеф, канд. техн. наук, доцент, mr.omar10@mail.ru, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа,
Кайзер Юрий Филиппович, канд. техн. наук, заведующий кафедрой, kaiser170174@,mail.ru, Россия, Красноярск, Сибирский федеральный университет. Институт нефти и газа
IMPROVING THE EFFICIENCY OF CENTRIFUGAL PUMPS FOR OIL PRODUCTION AT
THE WEST TIKRITFIELD (IRAQ)
A.F. Al-sharea, N.G. Kvesko, A.M. Almohammad, Yu.F. Kaiser
The paper considers the possibility of using ESP in Iraqi fields when operating deep wells over 2500 m. pumps (ESP). As a result of the study, the geological and physical parameters of the reservoir system were clarified. Recommendations for improving the efficiency of wells operation using ESP are given. The reasons for the occurrence of corrosion and salt deposits causing ESP failures are considered and technical solutions for their elimination are proposed.
Key words: installation of an electric centrifugal pump, energy efficiency, submersible multistage centrifugal pump, pump efficiency, high-flow and low-flow wells.
Al-sharea Ahmet Forat, undergraduate, ahmedforaralsharea@,gmail.com, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Kvesko Natalia Gennadievna, doctor of technical sciences, head of department, kveskong@gmail.com, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Almohammad Almohammad Alnayef, candidate of technical sciences, docent, mr.omar10@mail.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas,
Kaiser Yuri Filippovich, candidate of technical sciences, head of chair, kai-ser170174@,mail.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University. Institute of Oil and Gas
