Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин осложнённого фонда

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин осложнённого фонда"

УДК 622.276

На правах рукописи

Хужин Марат Рафакович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОСЛОЖНЁННОГО ФОНДА (на примере месторождений Западной Сибири)

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

- 2 СЕН 2015

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа 2015

005561914

005561914

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).

Научный руководитель - Хузин Ринат Раисович,

доктор технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Благодаров-Ойл», директор

Официальные оппоненты: -Уразаков Камил Рахматулович,

доктор технических наук, профессор, РН УфаНИПИнефть, департамент развития систем мониторинга, ведущий специалист

— Михайлов Александр Георгиевич,

кандидат технических наук, ООО «БашНИПИнефть», заместитель начальника управления скважинных технологий и добычи

Ведущее предприятие - Татарский научно-исследовательский

и проектный институт нефти (ТатНИПИнефть)

Защита диссертации состоится 23 сентября 2015 г. в 11 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 20 августа 2015 г.

Учёный секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

й/И^.- Худякова Лариса Петровна

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:

1 Исследования количественного, гранулометрического и минералогического состава механических примесей скважин осложнённого фонда показали, что эффективных технологий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН и УИ1ГН, со значительным выносом проппанта, обломков горной породы и песка в настоящее время нет.

2 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.

3 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 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получено четыре патента РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций и списка использованных источников (100

наименований). Работа изложена на 102 страницах печатного текста, содержит 44 рисунка и 8 таблиц.

Краткое содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, излагаются научная новизна и практическая ценность.

В первой главе выполнен анализ причин выхода установок электроцентробежных насосов из строя, рассмотрена классификация отказов по узлам и деталям УЭЦН по нефтегазодобывающим предприятиям нефтяной отрасли России. Установлено, что количество подземных ремонтов скважин с УЭЦН, связанных с наличием в перекачиваемой жидкости твердой механической взвеси, составляет в среднем 20—35 %.

Практически 44 % отказов ГНО сегодня происходит по причине засорения механическими примесями. В отдельных же случаях доля таких отказов может доходить до 50-60 %.

Поэтому задача борьбы с механическими примесями достаточно актуальна. Выявлено, что механические примеси являются причиной отказов насосов, так как:

* сравнительно крупные механические примеси, которые, скапливаясь внутри насоса, вызывают его заклинивание;

* рассеянные мелкие механические примеси, проходя через ЭЦН, вызывают чрезмерную вибрацию и повышенный износ элементов конструкции насоса.

Промысловый опыт добычи углеводородов на поздней стадии добычи показывает, что наиболее эффективный путь с выносом механических взвесей — это всё-таки установка фильтров.

Основными параметрами фильтра, определяющими размер выносимых частиц, являются, при прочих равных условиях, размер и форма фильтрационных отверстий (щелей), геометрия элементов фильтрующей оболочки, защищённость от заиливания. Размеры проходных отверстий, чаще всего, зависят от фракционного состава песка и формы отверстий фильтра. По А. М. Пирвердяну, лучшими являются сетчатые фильтры с размером ячеек 0,25 х 1,56 мм.

На рисунке 1 представлены схемы расположения применяемых фильтров для борьбы с механическими примесями в добывающих скважинах.

В составе УЭЦН (на приеме)

ШУМ, МВФ.ЖНШ

Под УЭЦН (связан с ПЭД)

ФНТ

НКТ-31'

НКТ-1.5"-

Над насосом ЭЦН

Рисунок 1 - Применяемые варианты установки фильтров в добывающих скважинах

Тем не менее, любой из рассмотренных фильтров имеет два основных недостатка:

* песок (проппант) остается на забое и засоряет его, ограничивая приток;

* засоряясь, фильтр увеличивает гидравлическое сопротивление и снижает приток жидкости в насос.

Также следует, что уже при относительно небольшой величине депрессии поток пластового флюида переходит в турбулентность, что угрожает дальнейшей нормальной эксплуатации скважины. При этом имеет место вынос песка, эрозия, разрушение структуры горизонта, фильтра, эксплуатационной колонны, а также закупорка межконтурного зазора фильтра.

Во второй главе рассмотрены влияние механических примесей, имеющих химическую природу возникновения.

Не менее важную проблему для добывающих компаний составляют механические примеси, возникающие в результате химических реакций, проходящих в пластах после начала разработки. Именно механические

примеси этого типа (слаборастворимые соли и оксиды) негативно влияют на процессы добычи, транспортировки, подготовки нефти и попутно добываемой воды.

Основную долю механических примесей последней из названных категорий составляют сульфид железа, гипсы и кальциты, а также хлориды различных металлов.

В среднем уровень КВЧ в добываемой продукции колеблется от 100 до 2500 мг/л.

Проведённые в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина стендовые испытания восьми сепараторов на песке и проппанте позволили сравнить их эффективность и составить рейтинг.

Предварительная оценка эффективности устройств диссендера:

* улавливает механические примеси, проппант (размеры частиц от 0,1 мм) при расходе жидкости до 50 м3/сут;

* сохраняет дорогостоящее оборудование (позволяет избегать применения насос — «жертва»);

* возможность извлечения незакрепленного проппанта до заданной концентрации механических примесей в извлекаемой из скважины жидкости.

Тем не менее, простой расчёт показывает, что при КВЧ = 1 г/л и дебите скважины, равном 50 м3/сут, песка будет 50 кГ/сут. За 100 сут - 5 т. Если даже КВЧ будет в 5 раз меньше (0,2 г/л), то для того, чтобы отработать всего 100 сут, нужен контейнер на 1 т песка, что ограничивает применимость диссендера.

В третьей главе рассмотрены пути предупреждения электрохимического разрушения скважинного оборудования.

1 Предупреждение протекания блуждающих токов может быть решено использованием изолирующих соединений, например коротких стеклопластико-вых штанг и труб НКТ.

2 Известно, что влияние блуждающих токов можно предупредить или совсем устранить использованием устройств дренажной защиты. Это решается отводом (дренажом) блуждающих токов с защищаемых участков оборудования в эксплуатационную колонну, имеющую, по определению, нулевой потенциал.

Причины возникновения электрического напряжения на поверхности корпуса ПЭД от электромагнитного излучения следующие:

* нелинейные искажения синусоидального магнитного потока в статоре двигателя;

* электромагнитное излучение обмоток двигателя;

* токи утечки при старении изоляции обмоток статора;

* электрический контакт корпуса ПЭД с броней удлинителя без заземления брони и корпуса.

Известно, что при работе УЭЦН ток от трехфазного источника питания через сопротивления жил кабеля поступает на обмотки ПЭДа. В то же время часть тока через емкостное сопротивление жил кабеля поступает на броню кабеля, создавая на ней электрический потенциал (рисунок 2). Отметим, что сумма трех синусоидальных колебаний со сдвигом на 120° друг от друга и равными амплитудами математически равна нулю:

илзтаи + иВ5т((й1 + 120°) + Е/Сзт(ш г + 240°) = 0

и л =ив =ис,

0,0« 00» 0.015 1Ш 0.05 № от ОД* 0М5 т <Ш5 Я.М 0№5 0Л75 Ш 0.035 № Ш? 0.1 0,1« С'.Ч ((.115 0.1?

Рисунок 2 - Наведённый электрический сигнал на питающем кабеле установки ЭЦН-

Другими причинами появления электрического потенциала на броне кабеля могут быть: нарушение симметрии фазовых напряжений и токов из-за

перекоса фаз питающего напряжения, недостаточная изоляция и электрическая несимметричность конструкции (плоского) кабеля.

На рисунке 3 представлена доработанная классификация методов защиты внутрискважинного оборудования от коррозии.

Рисунок 3 —

Доработанная классификация методов защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии

На рисунках 4-6 представлены варианты технических устройств, обеспечивающих дренажную защиту в подземном оборудовании скважин.

В четвёртой главе представлены технологии и технические средства повышения эффективности скважин, осложнённых содержанием механических примесей, и результаты стендовых и промысловых испытаний.

При неоспоримых достоинствах в технологии производства щёточный тип фильтрующей поверхности применяемых фильтров весьма уязвим. При наличии таких осложняющих факторов, как большое содержание глинистых составляющих, асфальтенов, солей, существенно увеличивается скорость кольматации фильтра, что приводит к снижению ресурса работы насоса. Для предотвращения отказов в таких скважинах приходится применять ингибиторы, что существенно снижает преимущество конструкции.

Рисунок 4 - Стекатель щёточный

Рисунок 5 - Якорь гидравлический типа ЯГ2

1 — погружной электродвигатель;

2 — ниппель;

3 — колонна обсадная;

4 — узел щёточный;

5 - фиксатор верхний;

6 - направляющая верхняя;

7 - фиксатор нижний;

8 - направляющая нижняя;

9 — рессора;

10 - шпилька;

11- полупроводниковый диод;

12 - изолятор;

13 — гайка

Рисунок 6 - Пружинный стекатель с щёточным фильтром и диодным модулем (патент РФ № 107274)

С 2011 г. начато проектирование и опытное производство фильтров с использованием ЩД. 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 разработана конструкция универсального (для скважин, оборудованных УШГН) корпусного варианта, обеспечивающая возможность использования наполнителя, например проппанта или капсулированного ингибитора, в полости фильтра (рисунок 7).

В свою очередь, организационным решением проблем предотвращения осложнений УЭЦН должно стать создание регламента по защите подземного оборудования — документа, который бы максимально четко и подробно описывал процесс применения той или иной технологии и технических средств её предупреждения.

I - ниппель верхний; 2 - корпус; 3 - фильтроэлемент; 4 - траверса; 5 -шпилька; 6 - ниппель верхний; 7 - гайка; 8 - винт; 9 - упор; 10 - уплотнитель;

II - кольцо

Рисунок 7 - Универсальный фильтр скважинный (корпусный вариант)

В результате успешных испытаний ОПИ сделан вывод о возможности широкого использования разработанной при участии автора технологии и при защите промысловых и магистральных нефтепродукто-проводов (патент № 106303 РФ).

Схема стенда для проведения испытаний фильтра ФСБ-1 представлена на рисунке 8.

Стенд включает в себя силовой насос, бак с модельной жидкостью, ротаметр, устройства для приготовления модельной жидкости с механическими примесями (засыпное устройство), запорные устройства,

манометры и корпус с размещенным в нем исследуемым фильтром ФСБ-1. При необходимости на стенде возможны работы с газожидкостной модельной средой.

Н К1 Р К2 КЗ

Б1 — бак с модельной жидкостью; Б2 — измерительный бак; Н — насос; Р — ротаметр; ЗУ — засыпное устройство; Кс — компрессор; Дф -регулировочная диафрагма; БФ — испытуемый блок фильтров ФСБ-1; Ф -фильтр для улавливания частиц прошедших через фильтр ФСБ-1; М1-МЗ -манометры; К1-К9 — краны

Рисунок 8 - Схема стенда для определения эффективности блока фильтров ФСБ-1

Для определения эффективности фильтров использовались две модельные жидкости:

* техническая вода, плотность 1000 кг/м3 (1 г/см3), вязкость 1 сП;

* смесь (техническая вода, этиленгликоль (ГОСТ 19710—83), глицерин (ГОСТ 6824-96) со следующими показателями:

* рН..............................5,5-7,0;

* общая минерализация..... до 1,0 г/л;

* плотность.....................до 1050 кг/м3 (1,050 г/см3);

* вязкость изменялась от 35 до 200 сП (в зависимости от температуры и концентрации составляющих).

Для снятия перепада давления на фильтре от расхода модельной показаний собирается стенд с исследуемым блоком фильтров, производится прокачка через него модельной жидкости в течение 5 мин. После чего снимались показания расхода с использованием ротаметра и перепада давления на блоке ФЭ по манометрам М1 и М2.

Для каждого типоразмера механических примесей определялся коэффициент сепарации: к _МЗ_ МЗ сеп ~ мТ~ МЗ+М2' где М1 - масса механических примесей, внесенная в засыпное устройство;

М2 - масса механических примесей, прошедших сквозь блок фильтров и задержанных фильтром стенда;

МЗ - масса механических примесей, задержанных блоком фильтров. Соотношение (М2 + М3)/М1 должно быть не менее 0,95.

По результатам расчетов строились графики зависимости коэффициента сепарации от размеров частиц механических примесей. Согласно графику (рисунок 9), тонкость фильтрации для фильтра ФСБ-1 составляет 950 мкм.

100,0 90,0

i- о 80,0 Í

5 * 70,0 § i 60,0 ГО 50,0 ГО 40,0 £ 30,0 U 20,0 10,0 0,0

■е--е-

m О

IDO 200„ 300 400 500 600 700 800 900 1000

Средним размер механических примесеи, мкм

Рисунок 9 - Зависимость коэффициента сепарации Ксеп от гранулометрического состава механических примесей блока фильтров ФСБ-1 с различным количеством фильтров

Также проводилось определение эффективности фильтра при наличии наполнителя.

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 расходно-напорные характеристики работы фильтров ФСБ-1 с наполнителем на модельных жидкостях различной вязкости. 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 10.

5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0 Подача, мЗ/сут

♦ 1сП ИЗБсП

Рисунок 10 - Зависимость перепада давления на фильтре ФСБ-1 с наполнителем от подачи модельной жидкости различной вязкости

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 % (рисунок 11).

г?

5 Г

=г

го О. го с 0) и н

I

¡11

з-

•е-•©•

т О X

100

98

96

94

92

90

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 Средний размер механических примесей, мкм

Рисунок 11 - Зависимость коэффициента сепарации от гранулометрического состава механических примесей и вязкости модельной жидкости для блока фильтров ФСБ-1 с четырмя фильтрующими элементами

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.

По итогам стендовых испытаний можно сделать вывод о предпочтительной области применения фильтров ФСБ-1:

а) фильтры ФСБ-1 без наполнителя рекомендуется использовать в скважинах с выносом:

* крупных механических примесей (размер частиц более 0,5 мм) при вязкости до 2 сП.

* некрупных механических примесей (размер частиц от 0,2 и более) при вязкости свыше 30 сП.

б) 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.

Таблица 1 — Результаты внедрения фильтра ФСБ-1

До внедрения фильтра После внедрения фильтра

Ме- Дебит Дебит Обвод- Дебит Дебит Обвод-

№ сто- Сква- 01.2013 жид- неф- нен- 01.2014 жидко- нефти, нен-

п/п рож- Цех Куст жина КВЧ, ко- ти, ность, КВЧ, сти, т/сут ность,

дение мг/л сти, м3/сут т/сут % мг/л м3/сут %

1 Ю-Я 5 169 999 101 34 16 34 20 34 17 33

2 ю-я 5 169 1000 70 22 10 22 14 22 11 22

3 Ю-Я 5 169 1001 79 25 14 25 18 25 15 24

4 Ю-Я 5 169 1786 91 68 2 68 25 68 3 68

5 ю-я 5 169 1787 97 48 30 47 23 47 30 46

Промысловые испытания по скважинам № 999, 1000, 1001, 1786, 1787 Южно-Ягунского месторождения подтверждают возможность продолжительной работы и увеличения дебита скважин, эксплуатирующих предрасположенный к разрушению коллектор.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Установлено, что доля ремонтов скважин с УЭЦН, связанных с наличием в продукции механических примесей (песок, обломки горной породы, проппант, солеотложения), по некоторым объектам составляет до 63 %.

2 Результаты анализа эксплуатации скважин, осложнённых механическими примесями и солеобразованием, показали, что осложнения в работе насосных установок связаны с выносом из пласта проппанта и продуктов разрушения скелета коллектора, вызванного высокими депрессиями, что приводит к ухудшению добычных характеристик скважинных насосов, снижению их КПД, физическому и параметрическому отказу.

3 Наиболее широко распространенным методом борьбы с пескопроявле-нием является установка средств задержания песка — механических фильтров. В этих средствах наиболее важными конструктивными параметрами являются размеры щелей по отношению к диаметру частиц выносимого пластового песка. Хотя ширина щели проволочных элементов конструктивно может быть доведена до 0,08 мм, все существующие конструкции фильтров имеют несколько основных недостатков:

* частицы породы, песок (проппант) остаются на забое и засоряют его, ограничивая приток;

* засоряясь, фильтр ограничивает приток жидкости в насос;

* существующие конструкции фильтра не могут быть очищены в процессе эксплуатации;

* фильтры являются неразборными и не подлежат ремонту;

* фильтры не предупреждают абразивный износ ступеней и проточной части насоса.

4 Рассмотрены силы, действующие в устройстве отделения твёрдых частиц в скважинном сепараторе, приведена оценка эффективности действия центробежных сил при отделении твердых частиц.

5 Результатом диссертационного исследования является разработанная технология эксплуатации скважин с УЭЦН и УСШН после ГРП путем применения пакета дисковых фильтроэлементов, снижающих поступление обломков горной породы, песка и проппанта не только в насос, но и в зумпф скважины; также конструкция обеспечивает наибольшую фильтрующую поверхность на единицу занимаемой площади; возможность регенерации путём обратной промывки; обладает высокой грязеёмкостью, механической прочностью, компактностью, коррозионной стойкостью, отсутствием пакерирующего устройства, ремонтопригодностью и простотой замены.

6 Применяя вновь разработанный набор технологий и технических средств, защищенных патентами РФ, для защиты скважинного оборудования от коррозии за счёт использования метода дренажной защиты и устройств для его реализации, можно обеспечить добычу нефти, снизив остроту проблем из-за остановки эксплуатационных скважин по причине отложений, увеличив их межремонтный период.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1 Подъяпольский, А. И. Защита глубинно-насосного оборудования от коррозии [Текст] / А. И. Подъяпольский, М. Р. Хужин, JL Р. Хасаншин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР.—2011.—Вып. 3 (85).—С. 102-106.

2 Подъяпольский, А. И. Технология эксплуатации скважин погружными насосами с высоким газовым фактором [Текст] / А. И. Подъяпольский, М. Р. Хужин, В. А. Костилевский // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР.— 2011.— Вып. 3 (85).—С. 40-44.

3 Рахимкулов, А. И. Установка для одновременно-раздельной добычи нефти на скважине № 2984 Арланского месторождения [Текст] /

A. И. Рахимкулов, А. В. Куршев, М. Р. Хужин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР.— 2011.— Вып. 1 (83).—С. 21-26.

4 Антоненко, В. А. Борьба с образованием коррозии в нефтяных скважинах при добыче нефти [Текст] / В. А. Антоненко, М. Р. Хужин,

B. А. Костилевский // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР.— 2012.— Вып. 2 (88).— С. 48-52.

5 Костилевский, В. А. Совершенствование технологии добычи нефти с применением насосно-эжекторных систем УЭЦН [Текст] / В. А. Костилевский, М. Р. Хужин, В. А. Антоненко, В. Ш. Мухаметшин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР,—2011.—Вып. 4(86).—С. 11-15.

Патенты

6 Пат. 105664 Российская Федерация, МПК Е21В37/00. Установка для добычи нефти [Текст] / А. Г. Гумеров, М. А. Хужин, Р. Г. Султанов, А. И. Подъяпольский, А. Р.Эпштейн (РФ); заявители и патентообладатели А. Г. Гумеров, М. А. Хужин, Р. Г. Султанов, А. И. Подъяпольский,

А. Р.Эпштейн (РФ) — 2011108269/03; заявл. 03.03.2010; опубл. 20.06. 2011. Бюл. № 17.

7 Пат. 107274 Российская Федерация, МПК Е21В 43/00. Устройство защиты насосной установки от коррозии [Текст] / М. А. Хужин, А. И. Подъяпольский, А. Р. Эпштейн (РФ); заявители и патентообладатели М. А. Хужин, А. И. Подъяпольский, А. Р. Эпштейн — 2011104119/03; заявл. 04.02.11; опубл. 10.08. 2011. Бюл. № 2.

8 Пат. 115404 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/00. Устройство защиты насосной установки от коррозии [Текст] / М. А. Хужин, А. И. Подъяпольский, А. Р. Эпштейн (РФ); заявители и патентообладатели М. А. Хужин, А. И. Подъяпольский, А. Р.Эпштейн — 2011104119/03; заявл. 04.02.11; опубл. 10.08. 2011. Бюл. № 22.

9 Пат. 106303. Российская Федерация, МПК Е 21 В 37/00. Устройство защиты трубопровода от коррозии [Текст] / М. А. Хужин,

A. И. Подъяпольский, А. Р. Эпштейн (РФ); заявители и патентообладатели М. А. Хужин, А. И. Подъяпольский, А. Р. Эпштейн (РФ) — 2011104116/03; заявл. 04.02.2011; опубл. 10.07. 2011. Бюл. № 19.

Прочие публикации

10 Подъяпольский, А. И. Защита скважинного оборудования от электрохимической коррозии [Текст] / А. И. Подъяпольский, М. А. Хужин,

B. А. Костилевский // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: Матер, науч.-практ. конф. в рамках XVIII междунар. специализ. Выставки «Газ. Нефть. Технологии-2010».— Уфа. Изд-во ИПТЭР, 2010.— С. 233-236.

11 Подъяпольский, А. И. Устройство защиты насосной установки от электрохимической коррозии [Текст] / А. И. Подъяпольский, М. А. Хужин, В. А. Костилевский // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: Матер, научн.-практ. конф. в рамках XVIII междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии-2010».— Уфа. Изд-во ИПТЭР, 2010.— С. 237-239.

12 Костилевский, В. А. Устройство для предотвращения коррозии скважинного оборудования [Текст] / В. А. Костилевский, В. А. Антоненко,

А. И. Подъяпольский, М. Р. Хужин // Проблемы и решения. XI Российский энергетический форум.—Уфа, 18-23 октября 2011 г.— С. 188-191.

13 Костилевский, В. А. Устройство для предотвращения коррозии скважинного оборудования [Текст] / В. А. Костилевский, В. А. Антоненко,

A. И. Подъяпольский, М. Р. Хужин, А. Р. Эпштейн // Энергоэффективность. Проблемы и решения. XI Российский энергетический форум.— Уфа, 18-21 октября 20011 г.—С. 184-187.

14 Хужин, М. Р. Фильтр скважинный [Текст] / М. Р. Хужин,

B. А. Костилевский, В. А. Антоненко и др. // Энергоэффективность. Проблемы и решения. XI Российский энергетический форум.— Уфа, 18—21 октября 2011 г.—С. 108-111.

15 Хужин, М. Р. Скважинная штанговая насосная установка [Текст] / М. Р. Хужин, В. А. Антоненко, В. А. Костилевский // Энергоэффективность. Проблемы и решения. XI Российский энергетический форум.— Уфа, 18-21 октября 2011 г.— С. 112-114.

16 Хужин, М. Р. Установка для интенсификации добычи нефти [Текст] / М. Р. Хужин, В. А. Костилевский, В. А. Антоненко // Энергоэффективность. Проблемы и решения. XI Российский энергетический форум.— Уфа, 18-21 октября 2011 г.—С. 105-107.

17 Хужин, М.Р. Схема устройства защиты насосной установки от коррозии [Текст] / М. Р. Хужин, В. А. Костилевский, В. А. Антоненко // Энергоэффективность. Проблемы и решения. XI Российский энергетический форум,—Уфа, 18-21 октября 2011 г.—С. 188-191.

18 Костилевский, В. А. Дренажный метод защиты скважинного оборудования от коррозии [Текст] / В. А. Костилевский, В. А. Антоненко, М. Р. Хужин // Энергоэффективность. Проблемы и решения. XI Российский энергетический форум.— Уфа, 18-21 октября 2011 г.— С. 181-183.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 30.06.2015 г. Формат 60 х 90 1/16 Усл. печ. л. 0,8. Бумага писчая. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.