Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ современного состояния и эффективности методов борьбы с выносом пластового песка 9
1.1 Методы борьбы с механическими примесями его причины 11
1.2 Задержание песка в скважинах фильтрами, устанавливаемыми на приёме УЭЦН 13
1.3 Конструкции устройств для защиты УЭЦН от механических примесей 14
1.4 Химические методы борьбы с механическими примесями 23
1.5 Анализ достоинств и недостатков известных конструкций фильтров 26
1.6 Выводы и обоснование задач исследований 30
Глава 2 Разработка комплексной технологии оборудования доббівающих скважин и профилактика выноса механических примесей 32
2.1 Характер механических примесей в регионах с карбонатными коллекторами 32
2.1.1 Анализ отложений в узлах глубинно-насосного оборудования 34
2.1.2 Методы борьбы с негативным влиянием механических примесей 35
2.2 Разработка методики проектирования и применения низко адгезионных ЭЦН 39
2.3 Сравнение интенсивности солеотложений 41
2.4 Опыт применения низкоадгезионных ЭЦН на малодебитном фонде скважин 43
2.5 Профилактика пескопроявлений в добывающих скважинах 45
2.6 Оценка эффективности действия центробежных сил при отделении твердых частиц
Глава 3 Анализ методов предотвращения коррозии скважинного оборудования 51
3.1 Механизм электрохимической коррозии ГНО 52
3.2 Метод дренажной защиты подземного оборудования 57
3.3 Конструкции технических устройств предотвращения коррозионного разрушения подземного оборудования скважин 58
Глава 4 Разработка технологий и технических средств повышения эффективности эксплуатации скважин осложнённых содержанием механических примесей 65
4.1 Проволочный дисковый фильтр 69
4.2 Стендовое определение эффективности фильтров скважинных (ФСБ-1) в зависимости от состава механических примесей 72
4.2.1 Описание объекта испытаний 73
4.2.2 Описание стенда для проведения испытаний. Требования к испытательному стенду 72
4.2.3 Стендовые испытания для эффективности блока фильтров ФСБ-1 в зависимости от количества дисков на устройстве (2-6 дисков) 78
4.2.4 Стендовое испытание для определения эффективности фильтра при наличии наполнителя 84
4.2.5 Результаты испытаний фильтра 86
Основные выводы 90
Список литературы
- Задержание песка в скважинах фильтрами, устанавливаемыми на приёме УЭЦН
- Анализ отложений в узлах глубинно-насосного оборудования
- Метод дренажной защиты подземного оборудования
- Стендовые испытания для эффективности блока фильтров ФСБ-1 в зависимости от количества дисков на устройстве (2-6 дисков)
Введение к работе
Актуальность проблемы
Изменение структуры запасов нефти, отмечаемое в последнее время, приводит к осложнению условий эксплуатации нефтяных, нагнетательных и водозаборных скважин, что сокращает межремонтный период стандартного оборудования и увеличивает затраты на проектирование и изготовление специального оборудования.
Таким образом, изменившиеся условия эксплуатации с применением существующих способов добычи требуют дополнительных затрат и кратно снижают период работы скважин между ремонтами.
В изменившихся условиях успешная эксплуатация скважин требует реализации методов, направленных на максимальное снижение влияния осложняющих факторов. В то же время до настоящего времени нет приёмов, позволяющих комплексно воздействовать на значимые из них. Большинство применяемых инструментов предназначены на нейтрализацию негативного влияния только одного осложняющего фактора. Чаще всего в этих случаях нейтрализация негативных последствий одного вида осложнений приводит к усилению влияния другого.
Проблемы, вызванные осложненными условиями эксплуатации скважин, основными из которых являются вынос механических примесей, солеотложения, температура, коррозия, в последние годы создают все больше трудностей в работе нефтяников. Естественное ухудшение условий нефтегазодобычи, необходимость масштабного применения геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи — следствием этих тенденций является рост осложняющих добычу факторов. На большей части скважин во всех нефтяных компаниях России наблюдается одновременное проявление нескольких осложняющих эксплуатацию факторов.
Поэтому применение традиционных способов борьбы, направленных на ослабление отрицательного воздействия одного из осложняющих факторов, не дает существенного увеличения МРП и, как правило, приводит к увеличению стоимости добычи. Еще более усугубляет ситуацию то, что если раньше нефтяники сталкивались с классическими осложнениями, в частности
с солеотложением, то по мере роста ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти, и прежде всего ГРП, растет количество солеотложений, вызванных их последствиями. Увеличение выноса механических примесей — еще один побочный результат интенсификации добычи.
Цель работы
Создание научно-методической основы оптимизации добычи нефти и разработка эффективных способов предотвращения попадания взвешенных частиц высокой концентрации (обломков горной породы, проппанта) в проточную часть насоса в условиях повышенной депрессии на пласт и агрессивности лифтируемого флюида.
Для достижения указанной цели были сформулированы следующие основные задачи:
выделить особенности влияния механических примесей на работу комплекса скважинного оборудования;
провести анализ приёмов и решений по защите внутрискважинного оборудования от механических примесей и разработать их классификацию;
разработать новые технические средства (фильтры) для защиты ЭЦН и УШГН от механических примесей, обеспечивающих минимальное содержание в продукции механических примесей, выносимых потоком лифтируемой жидкости;
опробовать в промысловых условиях вновь разработанные технические средства защиты ЭЦН от коррозии, оценить их эффективность.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач основано на анализе данных о строении выбранного объекта (нефтяных скважин). При теоретическом анализе в работе использовались методы математической статистики, подземной и трубной гидравлики. Теоретические исследования подтверждены стендовыми испытаниями в условиях специализированной лаборатории РГУ им. Губкина и систематизацией итоговых результатов применения предложенных разработок в процессе эксплуатации добывающих скважин.
На защиту выносятся
механизм предотвращения поступления механических включений из пласта и солей, формируемых в процессе лифтирования по стволу скважин в проточную часть насоса в условиях повышенной электрохимической коррозии и агрессивности лифтируемого продукта;
конструкции скважинных устройств, предотвращающих поступление механических примесей в насос и зумпф скважин, позволяющих существенно повысить время безаварийной работы насосного оборудования.
Научная новизна
Разработан и научно обоснован метод снижения абразивного и коррозионного износа скважинного оборудования путём предотвращения попадания проппанта, обломков горной породы и песка в проточную часть ЭЦН в условиях интенсивной коррозии, а также поступления механических примесей в зумпф скважин, базирующийся на полученных результатах, представленных ниже:
-
Исследования количественного, гранулометрического и минералогического состава механических примесей скважин осложнённого фонда показали, что эффективных технологий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН и УШГН, со значительным выносом проппанта, обломков горной породы и песка в настоящее время нет.
-
На основе анализа существующих методов предотвращения засорённости механическими частицами и безопасной эксплуатации и долговечности УЭЦН разработан научно обоснованный метод беспакерного торможения механических частиц, поступающих из пласта-коллектора, с использованием упругих свойств элементов пакета щёточных дисков, устанавливаемого напротив интервала продуктивного пласта с сохранением его фильтрационно-емкостных свойств.
-
Предложен комплексный метод предотвращения электрохимической коррозии глубинно-насосного оборудования и устройства для его осуществления.
Практическая ценность результатов работы заключается в использовании новых технологических принципов направленных на повышение межремонтного
периода добывающих скважин и связанных с предотвращением выноса из пласта-коллектора проппанта, песка и продуктов разрушения скелета коллектора.
Использование предложенных способов защиты внутрискважинного оборудования от механических примесей позволило:
увеличить наработку на отказ УЭЦН в среднем в 2,2 раза с внедрением вновь разработанного фильтра;
снизить количество проводимых ремонтно-изоляционных работ с использованием устройств очистки забоя;
снизить удельное количество взвешенных частиц (КВЧ) в продукции скважины в среднем в 3,4 раза.
Разработанные технические устройства защиты прошли промысловые испытания на скважинах Приобского месторождения Когалымского региона. Технико-экономическая эффективность от их применения выражается в увеличении времени наработки на отказ, что сказывается на снижении эксплуатационных затрат, а следовательно, и на повышении эффективности добычи.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на научных советах и технических совещаниях НК «Роснефть» (г. Москва 2006 г.), на конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2006 г.), на VIII конгрессе нефтегазопромышленников России, г. Уфа, 26-29 мая 2009 г., на техническом совещании в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва, 13 июня 2013 г., на конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, 22-25 октября 2013 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 18 научных трудах, в том числе пять — в ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАКом Министерства образования и науки РФ, получено четыре патента РФ.
Структура и объем работы
Задержание песка в скважинах фильтрами, устанавливаемыми на приёме УЭЦН
Все большая часть мировых запасов углеводородного сырья приходится на долю продуктивных пластов в слабых породах, подверженных разрушению при разработке, проявляющемуся в выносе песка из скважин. Добыча из многих скважин, вскрывших такие запасы, осуществляется уже намного дольше, чем ожидалось, и дальнейшая их эксплуатация может привести к разупрочнению пластов. По этой причине добывающие компании проявляют растущий интерес к экономически эффективным методам устранения выноса механических примесей из скважин путем ремонта или установки новых систем предотвращения выноса песка там, где они отсутствовали.
В последние десятилетия с распространением практики интенсификации добычи нефти, в том числе с использованием повышенной депрессии на пласты, увеличилась интенсивность воздействия на ПЗП. Зачастую это приводит к повышенному выносу незакрепленного проппанта и песка в процессе разрушения скелета пластов [1-3, 17, 20, 24, 26, 37, 47, 74, 76, 91, 92].
На рисунке 1.1 показана структура причин отказов и динамика преждевременных отказов УЭЦН по ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» за 2010 г.
Практически 63 % отказов ГНО сегодня происходят по причине засорения механическими примесями (рисунок 1.2). В отдельных же случаях доля таких отказов может доходить до 80 %. Поэтому задача борьбы с механическими примесями достаточно актуальна [72, 78-81, 89, 93, 98]. Выявлено, что механические примеси являются причиной отказов насосов, так как: — сравнительно крупные механических примеси, которые, скапливаясь значительно быстро внутри насоса, вызывают его заклинивание; — рассеянные мелкие механических примеси, проходя через ЭНН, вызывают чрезмерную вибрацию и повышенный износ элементов конструкции насоса. 67.
Существуют общеизвестные методики и расчетные формулы, по которым можно определить минимально допустимое забойное давление, при котором начинается разрушение горных пород и, соответственно, вынос механических примесей. Однако эти расчеты очень редко применяются на практике, поскольку, в основном, ставится задача достичь необходимого отбора жидкости из скважины. Осознанным последствием при этом становится повышенный уровень механических примесей, который и будет влиять на износ оборудования [39, 43, 45, 72, 87, 88].
Как уже было отмечено ранее, наиболее распространенным средством защиты внутрискважинного оборудования от механических примесей являются фильтры. Скважинные фильтры имеют неодинаковую протяженность (от одного до нескольких сотен метров) и конструкцию фильтрующих элементов. Одним из самых распространенных и эффективных способов защиты ГНО от воздействия механических примесей служит установка на приеме насосных установок специальных фильтров [5, 14, 15, 32, 43, 44, 50, 64]. К основным типам можно отнести такие конструкции фильтров, как сетчатые, проволочные, щелевые, гравийные. Фильтры устанавливаются в скважину с целью очистки добываемой из пласта жидкости от песка, проппанта и других механических примесей. Они должны выполнять две основные функции: 1) защиту от проникновения твердой фазы; 2) создание минимального гидравлического сопротивления.
Расчет пропускной способности фильтра в зависимости от создаваемого на нем перепада давления в общем случае является сложной задачей, требующей знания геометрических характеристик фильтра, физико-химических свойств пластовой жидкости и гранулометрического состава твердой породы. Простейшая зависимость дебита от перепада давления основана на использовании формулы истечения из затопленного отверстия: и = цг АР/р, где и — скорость истечения из отверстия; ы — коэффициент расхода; т\ — скважность фильтра; АР — перепад давления в фильтре; р — плотность жидкости. Как следует из формулы, скорость и, соответственно, дебит пропорциональны квадратному корню из АР с коэффициентом % = \щ, который называется гидравлическим параметром фильтра.
Как показывают многочисленные эксперименты, гидравлический параметр % изменяется в широких пределах от 0,2 до 0,9, что объясняется разнообразием условий работы фильтров в реальных условиях и сложностью их классификации и типизации. В ходе исследования проведены измерения гидравлического параметра и скважности для фильтров различных конструкций при контакте с породой с разным гранулометрическим составом.
После производства ГРП на добывающих скважинах одним из наиболее значимых факторов, осложняющих процесс эксплуатации, является вынос из ПЗП незакрепленного проппанта, что приводит к стремительному износу и засорению рабочих аппаратов УЭЦН и к отказу погружного оборудования [4, 36, 46, 63, 64, 72, 73, 94-97].
Анализ отложений в узлах глубинно-насосного оборудования
В настоящий момент вследствие старения фонда скважин и роста обводненности практически во всех компаниях Западной Сибири и Урало-Поволжья в значительной степени увеличивается осложняющий фактор солеотложения [78, 80-84].
Основным методом борьбы с солеотложениями на сегодняшний день для нефтяных компаний является применение ингибиторов солеотложения. Ингибирование производится следующими способами: задавкой ингибитора в пласт, подачей ингибитора в затрубное пространство через устьевые дозаторы, подачей ингибитора через специальные трубки на прием насоса и путем подвешивания под ПЭД контейнера с твердым ингибитором [70, 73-77].
Имеется и ряд существенных недостатков, которые не дают широко развиться данному методу, главный из которых состоит в том, что ингибиторы солеотложения представляют из себя кислотные растворы и тем самым способствуют развитию коррозионных процессов.
Также для уменьшения влияния фактора солеотложения находят применение ЭЦН с отличными конструктивными особенностями и применяемыми материалами, нежели выпускаемые в настоящий момент ведущими заводами-изготовителями [87-89, 91, 93].
Например, опыт поставок предприятиям полимерных рабочих органов (рабочих колёс (РК), направляющих аппаратов (НА), втулок, шайб) почти во все нефтяные компании России, для ремонтных фондов ЭЦН показал, что применение полимерных рабочих колес дает ощутимое увеличение наработки на отказ при их использовании в обводненно-солевых фондах по сравнению с металлическими аналогами.
Результаты эксплуатации ЭЦН с полимерными рабочими органами в ОАО «Сургутнефтегаз» показали, что сравнение по наработкам на отказ ремонтного фонда ЭЦН коррозионно-износостойкого исполнения из нирезиста с ЭЦН со ступенями двухопорной конструкции с РК из жидкокристаллического полимера (ЖКП) и НА из высокопрочного чугуна производства «Ижнефтепласт» при работе в большей степени в обводненно-солевом фонде скважин составило 100 сут.
По фонду ОАО «Самаранефтегаз» осложнено механическими примесями 225 скважин (при этом неабразивными механическими примесями осложнено 60 % от указанного фонда). 358 скважин осложнено АСПО, 128 скважин — солеотложениями. На указанном фонде в период с 2010 по 2011 гг. было внедрено 156 УЭЦН с рабочими органами ЖКП.
По 75 скважинам, оборудованным УЭЦН рабочими органами с ЖКП, наблюдается увеличение наработки на отказ по сравнению с предыдущими установками на 11701 сут, т. е. наработка на одну скважину увеличилась на 156 сут. В 2008 г. по механическим примесям произошло 143 преждевременных отказа, в 2009 г. — 85, в 2010 г. — 64. В настоящий момент ЭЦН данного исполнения поставляются на тендерной основе в ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», «ЛУКОЙЛ-Коми», «ЛУКОЙЛ-Пермь», кроме того, с рабочими ступенями «Ижнефтепласт» ОАО «Алнас» производит тендерные поставки УЭЦН в ОАО «Самаранефтегаз».
Несмотря на достоинства ЭЦН с полимерными рабочими органами по показателю «наработка на отказ» в обводнённо-солевом фонде скважин по сравнению с существующими металлическими аналогами, нефтяные компании применяют полимерные рабочие органы в основном только для ремонта ЭЦН.
Основная проблема в том, что в компаниях по существующим классификаторам оборудования отсутствует понятие осложняющий фактор «солеотложение», а следовательно, и требования к конструктивному исполнению ЭЦН. А отсюда, отсутствует и ценовая группа для такого оборудования [38, 83].
При закачке воды с большим содержанием свободного железа в пласт, где содержится сероводород H2S, создаются благоприятные условия для образования сульфида железа.
С целью увеличения эффективности освоения скважин в ООО «Удмуртнефть» применяется метод локально-циклической депрессии, основанный на увеличении депрессии при свабировании за счет установки пакера над интервалом перфорации.
Существенное значение имеет качественный вывод УЭЦН на режим при помощи частотного преобразователя после проведения подобных ГТМ на скважинах.
В связи с образованием в используемой для технологических операций подтоварной воде сульфидов и оксидов железа проводится периодическая очистка емкостного парка пунктов набора подтоварной воды, что при среднем значении КВЧ в подтоварной воде 200 мг/л существенно снижает степень загрязнения ГНО механическими примесями из внешнего источника. Кроме того, спецтехника комплектуется фильтрами, таке снижающими поступление механических примесей в скважину. Проводится также скребкование эксплуатационной колонны в зоне отложения солей и коррозионной зоне с последующим ингибированием. Из числа технических решений в 2008-2009 гг. на восьми скважинах был успешно испытан входной фильтрующий модуль ФРП (фильтр песочный пружинный) разработки и производства ООО «Русэлком» (рисунок 2.2). Рисунок 2.2 — Входной модуль ФРП УЭЦН ФРП рекомендован к установке на скважинах, имеющих большой вынос механических примесей, а также на скважинах с проведенными ГРП. Модуль ФРП состоит из секций, имеющих корпуса с продольными пазами, внутри которых размещается рабочая пружина, пропускающая пластовую жидкость через межвитковые зазоры. Для регулирования межвиткового зазора пружин на каждой секции используются винты. Пружина изготавливается с антикоррозионным покрытием, пары трения радиальных подшипников выполнены из твердого сплава, а остальные детали изготовлены из нержавеющих сталей, латуни и стали с антикоррозионным покрытием. Входной модуль ФРП устанавливается между гидрозащитой и газосепаратором. Присоединительные размеры соответствуют модулю входному МВ-5. При использовании модуля совместно с газосепаратором последний должен применяться без приемной сетки.
Метод дренажной защиты подземного оборудования
Отличием является то, что внутреннее пространство исследуемого фильтра было заполнено специальным наполнителем. В качестве наполнителя применялся проппант фракции 10/14, из которого на ситах были выделены частицы состава более 2,2 мм. Перед началом испытания были получены расхо дно-напорные характеристики работы фильтров ФСБ-1 с наполнителем на модельных жидкостях различной вязкости (рисунок 4.14).
В качестве модельных механических примесей были использованы проппант фракций 16/20, 20/40 и 30/60, песок 100 Mesh и песок 0,1 мм. Испытания проводились при постоянной подаче модельной жидкости (техническая вода) 25 м3/сут. Ограничение расхода модельной жидкости было связано с повышенным перепадом давления в фильтрующей сборке. Количество фильтрующих элементов в блоке ФСБ-1 — 4 шт. Результаты испытаний приведены на рисунке Средний размер механических примесей, мкм Рисунок 4.15 — Зависимость коэффициента сепарации от гранулометрического состава механических примесей и вязкости модельной жидкости для блока фильтров ФСБ-1 с четырьмя фильтрующими элементами
Фильтры ФСБ-1 являются оригинальной работо-, ремонтоспособной универсальной системой фильтрации пластового флюида, пригодной для использования в скважинных условиях или в условиях, когда внутренний диаметр трубопроводной системы прокачки загрязненной жидкости на 1-2 мм меньше, чем внешний диаметр фильтрующих дисков.
Гидравлические сопротивления фильтрующей системы ФСБ-1 мало зависят от количества фильтрующих дисков при вязкости, близкой к вязкости технической воды (отличие в 1-2 %, что не превышает погрешности эксперимента).
Гидравлические сопротивления фильтрующей системы ФСБ-1 существенно зависят от количества фильтрующих дисков при повышенной вязкости: при величине вязкости в 200 сП отличие составляет 20-30 % для систем, состоящих из двух и шести фильтрующих дисков. Коэффициенты сепарации фильтров ФСБ-1 зависят от размеров гранул механических примесей: при размерах гранул свыше 0,5 мм коэффициент сепарации превышает 70 %, при размерах гранул свыше 0,9 мм коэффициент сепарации приближается к 100 %.
Повышение вязкости модельной жидкости приводит к значительному увеличению коэффициента сепарации фильтра ФСБ-1: при повышении вязкости до 200 сП даже для частиц размером в 0,5 мм коэффициент сепарации возрастает до 90-100 % за счет образования конгломератов (механические частицы, связанные вязкой жидкостью) размером до 2,5-8,0 мм.
Работа фильтров ФСБ-1 с наполнителем из проппанта с размером частиц свыше 2,2 мм характеризуется очень высоким коэффициентом сепарации: даже при размере примесей с размером частиц от 0,1 мм коэффициент сепарации достигает 100 %.
Работа фильтров ФСБ-1 с наполнителем из проппанта с размером частиц свыше 2,2 мм характеризуется очень высокими гидравлическими сопротивлениями, зависящими от расхода модельной жидкости: уже при расходе воды в 25 м3/сут потери давления на фильтре превысили 3 атм. фильтры ФСБ-1 с наполнителем рекомендуется использовать в скважинах с выносом любых механических примесей (размер частиц более 0,05 мм) при расходах жидкости до 50 м3/сут для пластовой жидкости низкой вязкости (до 2 сП). При повышенной вязкости фильтры ФСБ-1 с наполнителем рекомендуется использовать в скважинах с выносом крупных механических примесей, что будет препятствовать быстрому забиванию пор наполнителя; дебиты скважин при вязкости свыше 35 сП не должны превышать 25 м3/сут.
Метод сравнительных испытаний позволил определить эффективность работы фильтров на модельной жидкости с модельными механическими примесями в диапазоне расходов, соответствующих паспортным характеристикам фильтров.
Под эффективностью работы фильтров понимается коэффициент сепарации модельных механических примесей из потока модельной жидкости на режимах, соответствующих паспортным характеристикам фильтров. Коэффициент сепарации механических примесей определялся по формуле -ґ сеп (Л прим — - "прим.нас,) (Л прим,), где Мприм — масса механических примесей в единице объема модельной жидкости, поступившей на прием десендера (г/л); Мприм.нас — масса механических примесей в единице объема модельной жидкости, поступившей на прием скважинного насоса (г/л).
Эффективность фильтра считается тем большей, чем выше значение коэффициента сепарации механических примесей исследуемого устройства.
Промысловые испытания с учетом рекомендаций по скважинам № 999, 1000, 1001, 1786, 1787 подтверждают возможность продолжительной работы и увеличения дебита скважин, эксплуатирующих предрасположенный к разрушению коллектор (в том числе стимулированный гидроразрывом).
Стендовые испытания для эффективности блока фильтров ФСБ-1 в зависимости от количества дисков на устройстве (2-6 дисков)
Как отмечено в главах 1 и 2, в интервале продуктивного пласта при его вскрытии путём перфорации обсадной колонны формируется участок с определённой плотностью и диаметром отверстий, через которые осуществляется приток пластового флюида. В этом случае в зоне перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне может формироваться турбулентный поток жидкости, разрушающий структуру коллектора.
Вынос частиц коллектора сопровождается образованием каверны за эксплуатационной колонной. При этом сама эксплуатационная колонна, расположенная в продуктивном интервале, подвергается серьёзной эрозии в результате выноса песка [15, 17].
Согласно рисунку 4.1, основными причинами преждевременных отказов погружного оборудования УЭЦН традиционно являются механические примеси — 31 % от общего числа отказов. Минералогический и фракционный анализ механических примесей показывает, что представлены они в основном продуктами разрушения призабойной зоны пласта, а также проппантом на скважинах после ГРП.
Гранулометрический состав частиц по пластам месторождений Западной Сибири показан на рисунке 4.2.
Природа появления механических примесей, в том числе песка, в продукции добывающих скважин различна. В частности, эти примеси могут заноситься в скважины в процессе ремонтных работ вместе с технологическими жидкостями и при спуске насосного оборудования. Также возможно влияние на процесс выноса механических примесей другого фактора — колебаний столба жидкости в стволе скважины. Они возникают в процессе глушения скважины под действием работы клапанов и возвратно-поступательных перемещений плунжеров в цилиндрах насоса промывочного агрегата.
Гранулометрический состав частиц по пластам месторождений Западной Сибири Кроме того, колебательные процессы сопровождают весь цикл спускоподъемных операций при проведении текущего ремонта скважины. Колебания столба жидкости в стволе скважины могут оказывать упругие воздействия на породу пласта в зоне перфорации через перфорационные отверстия и на донные отложения в зумпфе скважины [20, 26, 35, 37].
В течение всего времени работы агрегатов (промывочных или подъемных) на устье скважины колебание столба жидкости также может быть источником возмущений, стимулирующих на забое отрыв мельчайших частичек породы пласта и их вынос в результате депрессии в призабойной зоне. Также возможно влияние на динамические процессы колебаний всей подвески в стволе скважины. Под влиянием депрессии и колебаний столба жидкости в стволе скважины по вскрытой толщине пласта происходит разрушение горной породы, в том числе цементного камня.
В дальнейшем продукты этих разрушений через перфорационные отверстия под влиянием депрессии выдавливаются в ствол скважины, где крупные частицы породы осаждаются в зумпф, а мелкие, в частности песок, потоком лифтируемой жидкости выносятся наверх [31, 35, 37]. В свою очередь, изменения режимов откачки насосных установок могут стимулировать повышение или снижение содержания механических примесей в добываемой жидкости в процессе добычи.
Тем не менее, анализ практики применения фильтрующих систем на рынке погружного насосного оборудования показывает, что в настоящий момент доминирующей основой конструкций фильтров ГНО является щелевая фильтрующая решетка Джонсона. Обладая неоспоримыми достоинствами в технологии производства, данный тип фильтрующей поверхности весьма уязвим: имеют место повреждения при спускоподъемных операциях, при прохождении оборудованием искривленных участков скважин, кроме того, щелевые фильтры имеют значительную длину, а щели подвержены износу. Если речь идет о механических примесях, в основном состоящих из кварца и силикатов, осложнений не наблюдается. В то же время осложняющие факторы в виде большого содержания глинистых составляющих, асфальтенов, солей существенно увеличивают скорость кольматации фильтра, тем самым снижая ресурс работы насоса. Для предотвращения отказов в таких скважинах приходится применять ингибиторы, что приводит к существенному снижению преимуществ конструкции.
На основе положительного опыта конструирования систем подземного оборудования авторами предложено использование щёточных дисков (ЩД) в качестве фильтрующих элементов (ФЭ) в системах защиты ГНО от механических примесей. С 2011 г. начато проектирование и опытное производство фильтров с использованием ЩД (рисунок 4.6).
Форма канала ЩД представляет собой щель переменного сечения между соседними проволочными витками. Сечение канала в процессе эксплуатации обеспечивает необходимую тонкость фильтрации. Тонкость фильтрации задается и выдерживается процессом производства и сборки (изменением количества дисков), принятая градация для ГНО: 100, 200 и 500 мкм. Развитая профильная поверхность ЩД исключает заиливание и накопление на ней кольматанта.
Преимущества конструкции фильтра: многоступенчатая очистка скважинной жидкости с возможностью изменения площади фильтрующей поверхности и тонкости фильтрации каждой из ступеней; использование в конструкции унифицированных фильтрующих элементов с различными значениями величин как абсолютной тонкости фильтрации, так и площади фильтрующей поверхности; фильтрующие элементы позволяют обеспечить тонкую (до 0,1 мкм) очистку коррозионно-активной фильтруемой среды при температуре до 135 С. Изменение конструкции входа позволяет снизить кинетику частиц механических примесей на входе в фильтр, что положительно сказывается на качестве фильтрации, нечувствительности к ударным нагрузкам и общем ресурсе фильтра. Поскольку именно ФЭ определяет характеристики фильтра, при его производстве в обязательном порядке выполняется контроль всех свойств ФЭ, таких как расходно-перепадные характеристики (РПХ), тонкость фильтрации, способность к регенерации и сопротивление к деформации. Стендовые испытания конструкции проводились в 2013 г. в специализированной лаборатории РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (г. Москва).
Также, в связи с высокими требованиями, в том числе и по содержанию механических примесей для воды, закачиваемой в пласт, разрабатываются системы фильтрации воды для установок ППД.
В качестве перспективных разработок разработаны автономные варианты катодной защиты скважинного оборудования, за счёт детектирования блуждающих токов на элементах конструкции скважинного оборудования и создания условий антикоррозионной защиты.