Предварительные результаты опытно-промысловых испытаний сепаратора механических примесей Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

УДК 626.222.

В.Н. Ивановский, д.т.н., профессор, e-mail: [email protected]; А.А. Сабиров, к.т.н., доцент;

А.В. Булат, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; С.Б. Якимов, менеджер, ТНК-ВР Менеджмент;

П.Б. Тетюев, главный технолог, ООО «РИМЕРА-Сервис»

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ СЕПАРАТОРА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Добыча нефти в настоящее время сопровождается целым комплексом осложняющих факторов, среди которых одним из основных [1] является наличие в пластовом флюиде большого количества механических примесей. На рисунке 1 представлено распределение причин отказов ЭЦН на одном из месторождений Западной Сибири.

К основным причинам выноса механических примесей с пластовым флюидом можно отнести интенсификацию добычи нефти с увеличением депрессии на пласт, гидравлический разрыв пласта с плохой фиксацией проппанта или песка в призабойной зоне пласта, увеличение выноса растворимых и нерастворимых солей с пластовой водой, коррозионные процессы, проходящие в скважинном оборудовании.

В связи с тем что указанные причины практически невозможно исключить при эксплуатации большинства объектов добычи нефти, необходимо принимать меры по защите скважинного оборудования (и в первую очередь -скважинных насосных установок) от вредного воздействия механических примесей, содержащихся в оттачиваемой пластовой жидкости.

Попадание механических примесей в узлы скважинных насосных установок в зависимости от вида и состава этих примесей может приводить к следующим последствиям:

• забивание проходных гидравлических каналов фильтрующих элементов;

• засорение гидравлических каналов рабочих колес и направляющих аппаратов;

• засорение и/или забивание клапанных узлов;

• износ пар трения динамических и объемных насосов (подшипниковые узлы

ЭЦН, пары «плунжер - цилиндр» штанговых насосов, пары «винт - обойма» винтовых насосов и т.д.).

Это, в свою очередь, приводит к значительному ухудшению характеристик скважинных насосов, снижению их КПД, повышению энергопотребления, быстрому выходу из строя - физическому или параметрическому отказу.

Анализ механических примесей, выделенных из пластовой жидкости Самот-лорского месторождения, показывает, что значительная часть этих примесей имеет высокие индексы абразивности, что отрицательно влияет на техникоэкономические показатели механизированной добычи нефти с помощью

скважинных насосных установок (рис.

2, табл. 1).

Повышение технико-экономических показателей механизированной добычи нефти с помощью скважинных насосных установок возможно за счет использования специальных конструкций самих насосов, в том числе - широкого применения в конструкции износостойких материалов, а также за счет применения специальных защитных устройств или применения технологических приемов.

Опыт применения скважинных насосных установок износостойкого исполнения показал, что специальные конструкции узлов этих насосов и использование

Рис. 1. Распределение причин отказов ЭЦН

Рис. 2. Состав механических примесей Самотлорского месторождения [2]

Таблица 1. Средний состав выносимых на поверхность частиц

Пластовые минералы Твердость по Моосу Абсолютная твердость

Кварц 7 100

Обломки пород 6-7 72-100

Плагиоклаз б 72

Калишпат 3 21

Кальцит 3 9

Слюда 2,5

Гидроокислы железа 1-2

Уголь 0

дорогих износостойких материалов существенно повышают наработки оборудования до отказа, однако приводят к очень значительному удорожанию оборудования. К тому же использование оборудования износостойкого исполнения не обеспечивает защиту от такой причины отказа, как «клин», в случае попадания в пары трения или в технологические зазоры достаточно крупных частиц механических примесей высокой твердости и прочности. Технологические приемы снижения количества механических примесей при добыче нефти (снижение депрессии на пласт, закрепление проппанта в призабойной зоне пласта, использование забойных фильтров и т.д.) не всегда применимы, а иногда дают только временный положительный эффект. Именно поэтому для защиты скважинных насосных установок в мировой практике добычи нефти широко применяются многочисленные варианты фильтрующих и сепарирующих устройств, входящих в состав самих насосных установок.

Анализ достоинств и недостатков различных фильтрующих систем и сепараторов механических примесей, а также приоритетных областей применения этих видов оборудования представлен в [3]. В результате совместных теоретических и экспериментальных работ сотрудников РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и ТНК-ВР Менеджмент были проанализированы основные варианты конструктивного решения сепараторов механических примесей, определены их основные области применения и зависимости эффективности работы этих устройств (в частности - коэф-

фициентов сепарации механических примесей) от соотношения их геометрических размеров.

На основе указанных работ с помощью компьютерного моделирования была создана конструкция сепаратора механических примесей, защищенного патентом № 114720 (заявка на приоритет № 2011135314 от 25 августа 2011 г.), экспериментальный образец которого успешно прошел стендовые испытания и показал свою высокую эффективность по сепарации механических примесей различного гранулометрического состава при использовании модельной жидкости с вязкостью от 1 до 20 сП [4]. В результате стендовых испытаний были определены не только коэффициенты сепарации нового оборудования, но и наиболее приемлемые области применения сепаратора механических примесей. Для определения эффективности применения сепаратора механических примесей были запланированы и проведены опытно-промысловые испытания. Промысловые испытания сепаратора механических примесей СНПЦ73 проводились с 9 апреля 2012 г. по 16 июня 2012 г. в скважине № 65030 ЦДНГ №4 ОАО

«Самотлорнефтегаз» в соответствии с разработанной Программой и методикой промысловых испытаний. До внедрения УЭЦН с сепаратором механических примесей СНПЦ73 скважина имела среднюю наработку до отказа 170 суток, причины всех отказов - заклинивание ротора ЭЦН или износ ЭЦН за счет механических примесей и отложения солей. Сепаратор механических примесей СНПЦ73 был спущен в скважину в составе установки типа ЭЦН5А-35-2300 с приводом НПЭД 45-117 М6В5 Т. Установка была оснащена системой телеметрии ТМСПТМС-В-320-103 и гидрозащитой Д2Л2ПТ. Спуск был осуществлен на глубину 2230 м на колонне НКТ 73 мм, установка была оснащена кабельной линией КПиБП-120 (2290 м) с кабельным удлинителем КЕСБкП-230 (35 м) и запущена в работу с показателями:

• средний дебит - 35 м3/сут.;

• динамический уровень - 2013 м;

• обводненность продукции скважины

- 56%;

• среднее количество механических примесей (КВЧ) - 148 мг/л.

Скважина № 65030 отработала с установкой ЭЦН с сепаратором механиче-

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ эксплуатация скважин \\ 89

эксплуатация скважин

1

1.

Рис. 3. Внешний вид кабельной линии в месте прогара

Таблица 2. Минералогический состав пробы из ЭЦН

Compound m/m% StdErr% | Б1 m/m% StdErr%

SO3 39.82000 0.39000 I Sx 23.95000 0.15000

СаО 29.65000 0.27000 I Са 21.20000 0.19000

ВаО 14.26000 0.19000 I Ва 12.78000 0.17000

SrO 5.88000 0.12000 I Sr 4.97000 0.10000

Р205 1.15000 0.05000 I Рх 0.50300 0.02300

Ре203 0.76200 0.03800 I Ре 0.53300 0.02700

Мд0 0.54700 0.02700 I Мд 0.33000 0.01700

Na20 0.28800 0.01400 I Na 0.21400 0.01100

Zn0 0.23200 0.01200 I Zn 0.18700 0.00900

А1203 0.15600 0.00800 I А1 0.08270 0.00410

С1 0.08760 0.00440 I С1 0.08760 0.00440

Мп0 0.05790 0.00290 I Мп 0.04480 0.00220

N1*0 0.05640 0.00280 I N1 0.04430 0.00220

Si02 0.01890 0.00680 I Si 0.00880 0.00320

К20 0.01800 0.00090 I К 0.01490 0.00080

Си0 0.01590 0.00100 I Си 0.01270 0.00080

о0 О 0.00390 0.00110 I Сг 0.00270 0.00070

Таблица 3. Минералогический состав пробы из десендера

Compound m/m% StdErr% | Б1 m/m% StdErr%

Ре203 46.93000 0.25000 I Ре 32.82000 0.17000

S03 19.63000 0.20000 I Sx 7.86000 0.08000

510г 11.68000 0.16000 I Si 5.46000 0.08000

Са0 8.01000 0.14000 I Са 5.73000 0.10000

Ва0 4.91000 0.11000 I Ва 4.40000 0.10000

Zn0 3.37000 0.09000 I Zn 2.71000 0.07000

Sr0 1.47000 0.06000 I Sr 1.24000 0.05000

А1203 0.94800 0.04700 I А1 0.50200 0.02500

Р205 0.60400 0.03000 I Рх 0.26400 0.01300

Мп0 0.58400 0.02900 I Мп 0.45200 0.02300

С1 0.47100 0.02400 I С1 0.47100 0.02400

Na20 0.43200 0.03500 I Na 0.32000 0.02600

Мд0 0.38000 0.01900 I Мд 0.22900 0.01100

К20 0.15000 0.00800 I К 0.12500 0.00600

Си0 0.12000 0.00600 I Си 0.09600 0.00480

О 0.07230 0.00360 I Сг 0.04950 0.00250

N10 0.06480 0.00320 I N1 0.05090 0.00250

РЬ0 0.05870 0.00290 I РЬ 0.05450 0.00270

0.00380 0.00180 I V 0.00210 0.00100

Мо03 0.00310 0.00150 I Мо 0.00210 0.00100

ских примесей СНПЦ73 69 суток, после чего произошел отказ ^=0 Ом). Разбор отказа по скважине №65030 постоянно действующей комиссией показал:

• сопротивление изоляции кабельной линии - 0 МОм;

• сопротивление изоляции ПЭД - 1000 Мом, двигатель пригоден к дальнейшей эксплуатации;

• гидрозащита работоспособна, диафрагма и торцовые уплотнения в нормальном состоянии;

• масло в ПЭД и гидрозащите - светлого цвета, однородное, без пены и пластовой жидкости;

• центробежный насос - чистый, со слабыми следами абразивного износа и отложениями солей; вращение вала, свободное от руки, люфт вала не наблюдается, пригоден к дальнейшей эксплуатации;

• сетка ГС - имеются солевые отложения;

• сепаратор СПНЦ73 чистый, пригоден для дальнейшей эксплуатации;

• шламоприемникзаполнен механическими примесями на 25%, в остальных трубах шламоприемника после подъема на поверхность обнаружена пластовая вода;

• кабельная линия - прогар в 10 см от сростка с удлинителем по основной длине (рис. 3).

В результате проведения промысловых испытаний в скважине № 65030 была подтверждена работоспособность и эффективность сепараторов типа СНПЦ73 в составе УЭЦН для защиты установок скважинных насосов от вредного воздействия механических примесей.

Для уточнения областей применения и определения сроков гарантийной наработки до отказа серийных образцов сепаратора механических примесей СНПЦ73 постоянно действующая комиссия указала на целесообразность продолжения и расширения промысловых испытаний установочной серии данного вида оборудования.

Для уточнения работоспособности и эффективности опытного оборудования были взяты пробы соли и механических примесей из центробежного насоса (проба №1) и из шламоприемника сепаратора СПНЦ73 (проба №2). Исследование проб №1 и №2 проводились в РГУ нефти и газа имени И.М.

Губкина на кафедре литологии (зав. кафедрой - профессор Постников А.В.) и на кафедре промышленной экологии (ведущий инженер Марченко Д.Ю., к.т.н., доцент Сидоренко Д.О.). Минералогический состав пробы № 1 (из ЭЦН) представлен в таблице 2. Минералогический состав механических примесей пробы №1 представлен: оксиды серы - 39,82%, оксид кальция

- 29,65%, оксид бария - 14,26%, оксид цинка - 3,37%, оксид стронция - 5,88% и др. В виде изоморфных примесей устанавливаются Sr и Са. Разновидность с высоким содержанием стронция называется баритоцелестином (твердость

- 3,5).

Минералогический состав пробы № 2 (из десендера) представлен в таблице 3. Минералогический состав механических примесей пробы №2 представлен гидроокислами железа (46,93%), оксидом серы (19,63%), оксидом кремния (11,68%), оксидом кальция (8,01%), оксидом бария (4,91%), оксидом цинка (3,37%), оксидом стронция (1,47%) и другими минералами в малых количествах.

Для исследования образцов проб из насоса и контейнера были изготовлены

Рис. 4. Макрообразец пробы из насоса

шлифы, с использованием эпоксидной смолы в качестве связующего. Толщина шлифов стандартная для петрографических исследований - 0,03 мм. Образец проб из насоса (рис. 4) представлен преимущественно обломками кристаллических агрегатов. Размеры обломков - 0,05-0,7 мм.

Структура агрегатов мелкозернистая, с размером зерен 0,07-0,5 мм. Форма зерен изометричная или шестоватая. Шестоватые зерна образуют субпарал-лельные, радиальнолучистые и реже

- хаотические сростки.

По оптическим свойствам выделяются два типа образований - с высоким и низким двупреломлением.Образования с высоким двупреломлением по опти-

Рис. 5. Макрообразец пробы из контейнера

ческим свойствам близки природным карбонатам, с низким - сульфатам. Вероятно, рассматриваемые образования - не природного происхождения, а кристаллизовались в результате техногенных процессов.

Наряду с кристаллическими агрегатами присутствуют единичные мономине-ральные зерна размером 0,13-0,45мм. с изометричной формой. По характеру зерен можно предположить, что они представлены кварцем.

Помимо прозрачных фрагментов в образце присутствуют непрозрачные частицы - темно-коричневого и почти черного цвета (рис. 6), составляющие 5-10% от общего объема породы, размером 0,05-0,75 мм. Форма в основном

АРМ ГАРАНТ

Электроприводы ЭВИМТА для задвижек Ду 50 -1200 мм Пневмоприводы ПСДС для шаровых кранов Ду 300 -1000 мм

Монтажные, пусконаладочные, ремонтные работы

на объектах нефтегазового комплекса

450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 19/5 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 e-mail: [email protected] www.armgarant.ru

эксплуатация скважин

Рис. 6. Изображение под микроскопом (образец №1)

1 - зерно с высоким двупреломлением, плохо окатанное, изометричное; 2 - зерно с низким двупреломлением, хорошо окатанное, округлое; 3 - зерно с высоким двупреломлением, средней окатанности, вытянутое

Рис. 7. Изображение под микроскопом (образец пробы №2)

1 - зерно кварца, хорошо окатанное, округлое; 2 - зерно с низким двупреломлением, плохо окатанное, вытянутое; 3 - непрозрачное зерно, средней окатанности, вытянутое

округлая, но встречаются и вытянутые фрагменты.

Образец пробы (рис. 5) из контейнера десендера представлен в основном кварцем и непрозрачными зернам.Зерна

кварца в песках встречаются как очень хорошо окатанные, так и практически не окатанные. Также форма зерен в основном изометричная. Преобладают плохо окатанные зерна.

Размеры обломков - 0,05-0,8 мм. Количественно преобладают зерна размером от 0,25 до 0,15 мм. Размер зерен кварца - от 0,1 до 0,35 мм. Зерна кварца в основном угловатые. Форма зерен в основном изометричная (рис. 7). Размер непрозрачных зерен - от 0,05 до 0,8 мм, частицы хорошо окатаны. Форма зерен округлая, вытянутая.

Размер единичных зерен плагиоклаза и карбонатных обломков не превышает

0.3.мм. Разница между экстрагированным и неэкстрагированным образцом практически отсутствует, незначительно уменьшилось только количество непрозрачных зерен: возможно, они были растворены при экстрагировании.

выводы

1. Анализ образцов механических примесей из поднятого скважинного оборудования показал, что в насосе практически отсутствуют кварцевый песок и плагиоклаз.

2. В насосе в значительном количестве имеются отложения солей, которые выпали в результате изменения термобарических условий в нижней секции насоса.

3. Следы абразивного износа насоса, отраженные в протоколе ПДК, могут быть вызваны оксидом бария.

4. Пробы из шламосборника десендера представлены гидроокислами железа, оксидами серы и кремния, т.е. соединениями, которые обычно не выпадают при изменении термобарических условий.

5. Первые результаты промысловых испытаний показали работоспособность и эффективность сепаратора механических примесей СПНЦ73, однако для уточнения эффективных областей применения десендеров этого типа требуется продолжение и расширение опытно-промышленных испытаний.

Литература:

1. Камалетдинов Р.С., Лазарев А.Б. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями/ Инженерная практика, №2, 2010. С. 6-13.

2. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири / Нефтепромысловое дело, №9, 2008. С. 33-38.

3. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В. Системы защиты скважинного оборудования от механических примесей/ Территория «НЕФТЕГАЗ», №9, 2010. С. 62-67.

4. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В., Свидерский С.В., Якимов С.Б. Влияние вязкости добываемого флюида на рабочую характеристику скважинных сепараторов механических примесей» / Оборудование и технологии в нефтегазовом комплексе, ВНИИОЭНГ №5, 2012.

Ключевые слова: механические примеси, сепаратор механических примесей (десендер), УЭЦН, коэффициент сепарации, соль, кварц.

mash

SIBERIA

Машиностроение. Металлообработка Сварка. Металлургия

Международная промышленная выставка

26-29 марта 2013 года

город Новосибирск

Организатор

ITE Сибирская Ярмарка

тел: (383) 363 оо зб www.SibMetalExpo.ru