Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование эксплуатации глубинного насосного оборудования в осложненных условиях

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование эксплуатации глубинного насосного оборудования в осложненных условиях"

0050596ои

На правах рукописи

Хасаншин Линар Радиковин

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБИННОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

т р !-щ дш

Уфа 2013

005059680

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

— кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович

— Гильманова Расима Хамбаловна,

доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти

— Тагирова Клара Фоатовна,

доктор технических наук, Уфимский государственный авиационный технический университет, профессор кафедры «Техническая кибернетика»

— ОАО «Институт «Нефтегазпроект»

Защита состоится 20 мая 2013 г. в 1530 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 апреля 2013 г.

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

4 —Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Процесс подъема нефти (жидкости) из пласта глубинными насосами, в частности штанговыми, сопровождается отбором многофазной жидкости, состоящей из нефти, газа, воды и мехпримесей (остатков бурового раствора, продуктов коррозии и твердых частиц, образовавшихся за счет суффозии, а также последствий применения технологий интенсификации притока нефти, например кислотных обработок). Присутствие и влияние мехпримесей на работоспособность глубинно-насосного оборудования и его межремонтный период достаточно широко изучены и известны. Однако ряд локальных задач, например процесс отделения мехпримесей перед приемом насоса, изучены недостаточно глубоко, что не позволяет выбрать экономически эффективные технологические приемы и конструкции для отделения мехпримесей из потока. Рост количества мехпримесей связан с повышением техногенного вмешательства в процесс разработки нефтяных месторождений. Однако без изучения механизма движения мехпримесей в потоке жидкости на забойном участке от интервала перфорации до приема насоса создать оптимальные режимы отбора жидкости и конструкции для отделения мехпримесей нельзя. Одним из перспективных направлений изучения механизма движения жидкости с мехпримесями является создание численной модели для исследования движения многофазной жидкости на базе уравнений Навье-Стокса, конвективно-диффузионного переноса и турбулентности, что позволит разработать оптимальные режимы отбора многофазной жидкости с мехпримесями и выбрать конструкцию для отделения их из жидкости перед приемом глубинного насоса. Представленная работа направлена на изучение этой проблемы, поэтому она является актуальной и востребованной в промысловых условиях.

Цель работы — повышение эффективности эксплуатации глубинно-насосных установок в скважинах, откачивающих многофазную жидкость, путем изучения на математической модели кинематики движения потока и создания технологий отделения мехпримесей перед приемом насоса.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Изучение и оценка влияния мехпримесей на работу глубинно-насоснош оборудования и технологий отделения мехпримесей по литературным источникам и в промысловых условиях;

2. Создание и обоснование численной модели для исследования механизма движения многофазной, многокомпонентной жидкости на

участке «забой - прием насоса»;

3. Обобщение результатов численных исследований и разработка рекомендаций по отделению мехпримесей в условиях скважин;

4. Разработка конструкции для отделения мехпримесей из потока движущейся жидкости;

5. Обобщение испытаний конструкции для отделения мехпримесей в промысловых условиях.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния влияния мехпримесей на работоспособность глубинно-насосного оборудования и численных исследованиях движения многофазной жидкости на участке «призабойная зона - прием глубинного насоса» с использованием методов математическою моделирования и обобщения результатов промысловых испытаний отделителей мехпримесей в условиях скважин.

Научная новизна результатов работы:

1. Создана и обоснована численная модель для исследования движения многокомпонентной жидкости («нефть + газ + вода + мехпримеси) для режимов с малым газосодержанием на участке «призабойная зона - прием глубинного насоса». Получено, что для малодебитных скважин (с расходом 10...40 м3/сут) концентрация твердых частиц формируется в преобладающей степени у стенки колонны, а при увеличении расхода (40... 150 м3/сут) - в ядре потока;

2. Изменение течения многофазного потока с условно вертикального на криволинейное (с помощью шнека) и за счет нового режима путем перевода жидкости на режим течения с созданием тангенциальной скорости потока позволило достичь разделения мехпримесей до 90 % с накоплением 80 % из них в контейнере, помещенном в общем корпусе;

3. Создано устройство для отделения мехпримесей, основанное на принципе движения жидкости по шнеку с накопителем твердой фазы, поверхность которого покрыта эпоксидной смолой для предотвращения (снижения) образования отложений парафина и твердой фазы углеводородов.

На защиту выносятся:

1. Методика и модель численного исследования движения многокомпонентной жидкости на участке «призабойная зона - прием глубинного насоса»;

2. Технологические приемы и критерии регулирования режима движения многофазного потока с мехпримесями на забойном участке;

3. Технология отделения мехпримесей и конструкция для их реализации.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. На базе численных исследований движения многофазного потока с мехпримесями создана конструкция для отделения мехпримесей от жидкости (патент 122692);

2. Конструкция отделителя мехпримесей испытана в промысловых условиях на скважине № 362 Веденовского месторождения и на скважине № 298 Алкинского месторождения (акт внедрения);

3. От реализации рекомендаций автора по предотвращению попадания механических примесей в насосное оборудование в

промысловых условиях получен технологический эффект за счет увеличения межремонтного периода (МРП) одной скважины в 2 раза, экономический эффект на одну скважину составил 300 тыс. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на научно-технических советах и семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология» и ООО «БашЫИПИнефть» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010» (г. Уфа, 2010 г.), на XI Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI Российского энергетическою форума (г. Уфа, 2011 г.), на семинарах ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа, 2012-2013 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в том числе в 4 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 5 патентов РФ.

В совместных работах автору принадлежит постановка задачи исследования, обобщение полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура н объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 102 наименования. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунка, 11 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Сагитову Д.К. и к.т.н. Фатхлисламову М.А. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, приведены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава посвящена оценке актуальности проблемы и эффективности методов сохранения работоспособности скважинного насосного оборудования с проявлением техногенных эффектов. Отмечено, что к первоочередным проблемам, влияющим на работу, например, глубинно-насосного оборудования и на межремонтный период работы скважин, относятся:

- изменения физико-химических свойств пластовых флюидов;

- повышенная кривизна ствола скважины;

- усталостно-коррозионный износ скважиннош оборудования;

- отложение парафина в подземных трубах и наземных коммуникациях;

- значительный рост отложений солей;

- вынос механических примесей из пласта;

- наличие интервала глубин вечномерзлых пород.

Результаты исследований этой проблемы известны, поэтому рассмотрены работы наиболее значимых авторов, изучавших эти проблемы, в частности Адонина H.A., Антипиной H.A., Балакирева Ю.А., Карапетова К.А., Кроля B.C., Гиматудинова Ш.К., Ибрагимова Г.З., Мирзаджанзаде А.Х., МусабироваМ.Х., Тронова В.П. и других.

Наличие механических примесей в добываемой продукции более 1 г/л существенно осложняет работу нефтяных скважин и приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре глубинного насоса штанговой глубинно-насосной установки (ШГНУ), повышенному гидроабразивному износу клапанов и пары «плунжер — цилиндр». Поэтому на примере данных по НГДУ «Ишимбайнефть» отмечено порядка 30 % отказов глубинного насосного оборудования при повышенной концентрации механических примесей, связанных с выходом из строя глубинного оборудования.

Проведена оценка значимости проблемы изучения пескопроявления и выноса мехпримесей в спектре осложняющих нефтедобычу факторов, разбитых на 6 групп: изменение и влияние обводненности продукции, коррозия металла, образование твердых осадков (солей), асфальтосмолопарафины (АСПО), нефтяные эмульсии, вынос песка за счет суффозии, а также рассмотрены методы их предупреждения.

В соответствии с глубоким изучением существующих методов и технологий отрицательного влияния техногенных эффектов на работу глубинно-насосного оборудования цель работы была сформулирована следующим образом: повышение эффективности работы насосных установок в скважинах, откачивающих многофазную жидкость, путем изучения на математической модели кинематики движения потока и создания технологии отделения мехпримесей перед приемом насоса.

Во второй главе выполнены теоретические исследования движения многофазной жидкости на забойном участке в добывающей скважине. Для этого приняты следующие теоретические предпосылки.

При отборе продукции из пласта жидкая фаза, поступающая в ствол добывающей скважины, может быть представлена в виде:

1. Однофазной среды, когда в продукции скважин отсутствуют вода, газ, мехпримеси. При этом надо иметь в виду, что в любой точке ствола давление больше давления насыщения нефти газом (Р > РНас );

2. Двухфазной среды, когда из нефти начинает выделяться растворенный газ, и давление в любой точке становится меньше давления насыщения нефти газом (Р < РНас.);

3. Трехфазной среды, когда в продукции скважин появляется пластовая и попутно добываемая вода из системы заводнения пластов. Тогда имеет место движение достаточно сложной системы, состоящей из смеси «нефть + газ + вода».

Многофазная среда образуется в условиях, когда из пласта и призабойной зоны поступают частички породы, например, за счет эффекта суффозии или от реакции кислотных составов с породой пласта или применения технологий интенсификации притока нефти к забою скважин, в том числе продукты коррозии оборудования и механические примеси, вносимые на забой скважин в результате применения технологий подземного и капитального ремонтов скважин. В данном случае имеет место формирование сложных составов многофазной жидкости, которые могут быть укрупненно разделены на жидкую многофазную среду и твердую (частицы породы, продукты коррозии, солеотложения), характеризуемую как твердая фаза, в том числе и выделившийся объем парафина в виде твердых конгломератов.

В данной работе акцент делается на изучение движения четвертого режима течения жидкости - многофазной среды, состоящей укрупненно из жидкой фазы («нефть + газ») и твердой фазы (мехпримеси). Принято, что перенос твердых частиц проходит в смеси с жидкой фазой с учетом энергии движущегося потока, с учетом относительного скольжения фаз и без. Так как в данной работе изучается влияние механических примесей на работу глубинно-насосного оборудования (штанговых глубинных насосов и электроцентробежных насосов), автор ограничился основными зависимостями движения твердой фазы в сплошной среде (жидкой фазе).

Так как твердая фаза отрицательно сказывается на работе глубинного оборудования (износ), что приводит к снижению подачи насоса и сокращению межремонтного периода, рассмотрим пример численного исследования оседания твердой фазы в потоке, например для ламинарного режима, по данным скважины № 298 Алкинского нефтяного месторождения.

Надо отметить, что частицы мехпримесей должны иметь критические размеры, при которых они уносятся вместе с потоком. Такой режим соответствует условию, когда вязкостная характеристика жидкости становится выше или равна силе сопротивления сплошной среды на частицу.

Оценка критических размеров твердых частиц по скважине № 298 Алкинского нефтяного месторождения показала, что скорость осаждения частиц в стволе имеет следующее значение:

ш 0

= ^0,22 -г2 -{рв — Рн)в\'Мн =Го,22-|150-10_(^-(1050-850)-9,8^2,2-10 3) = = 0,44-1<Г2л1/С,

где р ,р - плотности воды и нефти, кг/м3; в н

/лн - вязкость нефти, Па-с;

г - радиус твердой частицы, м.

Для данного размера частиц мехпримесей расчеты показали, что скорость осаждения достаточно высока, и выноса вместе с потоком не наблюдается. Частицы твердой фазы размером ё= 150' 10"6 м достигнут забоя скважины через 12,1 суток.

Критические размеры твердых частиц, когда они движутся в потоке для данной скважины, равны 140'10"6 м, при этом частицы мехпримесей увлекаются потоком и поступают, например, на поверхность шнека, выполняющего роль отделителя твердой фазы.

Малая изученность проблемы добычи нефти с мехпримесями не позволяет выработать оптимальное решение по устранению твердых частиц из потока, то есть предложить оптимальный вариант устройства, способного эффективно разделять взвешенные частицы и нефть в стволе скважины по существующим расчетным методикам. Для выработки методов воздействия и определения типа предполагаемых мер по выбору конструкции или технологии предупреждения попадания мехпримесей в насос были произведены численные расчеты по определению специфики течения с твердыми частицами в стволе скважины на участке «забой -прием глубинного насоса» (рисунок 1).

Численные исследования проводились с использованием пакета трехмерного моделирования БоИсПУогкз, построенная модель последовательно импортировалась в пакет Р1о\уУ18юп.

Для численных исследований были приняты следующие серии

задач.

Первая серия задач

Скорость на входе V = 0,005 м/с (дебит порядка 120 м3/сут). Переменным в рассмотрении является массовый поток частиц:

первая задача — поток частиц 7,01 (Г4 кг/с:

вторая задача — поток частиц 4,0-Ш4 кг/с;

третья задача — поток частиц 1,5-Ш4 кг/с.

Во всех приведенных задачах рассматриваются частицы четырех фракционных размеров:

60 % частиц диаметром 1-Ш4 м;

20 % частиц диаметром 5-Ю'4 м;

10 % частиц диаметром 2-10~3 м;

10% частиц диаметром 1-Ю'3 м.

На рисунке 2 приведено распределение частиц в стволе скважины, то есть распределение частиц в потоке при различных показателях массового содержания. Из рисунка видно, что в целом твердые частицы преобладают в центральной части потока, при этом какой-либо упорядоченной структуры распределения взвешенных частиц не наблюдается. Но необходимо отметить, что на рисунке заметно скопление некоторой доли взвешенных частиц на нижней условной границе входа в рассматриваемый участок ствола скважины. Плотность данного скопления уменьшается по мере снижения

1 - пласт; 2 - колонна эксплуатационная; 3 - глубинный насос; 4 - подвижные трубы (НКТ); 5 - штанги; 6 - затрубная задвижка с манометром; 7 - устье скважины с сальниковым замком

Рисунок 1 - Схема отбора жидкости из пласта глубинными насосами

скорости массового потока частиц на входном участке рисунок 2 (области 1, 2, 3), причем содержание частиц растет с увеличением массового расхода. Подобное поведение мехпримесей можно объяснить различным фракционным составом моделируемых частиц в рассматриваемых задачах. Таким образом, проведенное моделирование показывает, что при дебите порядка 100 м3/сут часть частиц с наибольшей массой не уносится потоком нефти, а остается в скважине.

а

Рисунок 2 - Распределение частиц на рассматриваемом участке ствола скважины. Поток массы частиц 7,0-10"4 кг/с (а); 4,0-Ю"4 кг/с (б); 1,5-10"4 кг/с (в)

Структура формирования потока указывает на наличие центрального высокоскоростного потока, что послужило причиной рассмотрения распределения твердых механических примесей в связке с модулем скорости потока, что позволило определить области наибольшего содержания твердых частиц. Так, проведенное разделение скважины на области с определением содержания частиц в объеме каждой из областей показало, что содержание взвешенных частиц максимально в центре потока. В пристеночной области наблюдается обратная картина. На рисунке 3 показано, что вынос взвешенных частиц

происходит, в основном, в ядре потока, однако рассмотрение функций распределения частиц в каждой задаче позволяет сделать заключение, что распределение частиц нестационарно. Так, если функции распределения частиц для второй и третьей задачи практически совпадают, то распределение взвешенных частиц в первой задаче явно выбивается из общего ряда.

Рисунок 3 - Распределение мехпримесей в стволе скважины в зависимости от модуля скорости

В пристеночной области, которой соответствует диапазон модуля скорости 0...0,002 м/с, наблюдается повышенное содержание мехпримесей по первой задаче. Вторая и третья рассматриваемые задачи показывают минимальное содержание частиц в пристеночной области. В следующей рассматриваемой области, которой соответствует диапазон скоростей 0,002...0,004 м/с, график распределения частиц для всех трех задач указывает на согласованный характер распределения. Далее пологая область с диапазоном скоростей 0,004...0,006 м/с показывает переход от «спадающего» характера распределения скорости в зависимости от массовой концентрации взвешенных частиц на входе к «возрастающему» характеру. Такой характер функций распределения позволяет говорить о том, что вынос механических примесей носит явно нестационарный характер, а анализ перехода от «спадающего» характера к «возрастающему» в зависимости от массовой концентрации позволяет говорить о наличии определенной скорости выноса, то есть граничного значения скорости, при которой происходит планомерный вынос

взвешенных частиц из ствола скважины без оседания под действием сил гравитации. На приведенном рисунке 3 данная скорость находится в диапазоне скоростей 0,002...0,004 м/с, что подтверждается первичными численными исследованиями.

Описываемые серии задач дают хорошее представление о специфике выноса механических примесей из ствола скважины. Вынос взвешенных частиц происходит, преимущественно, через центральную область потока с наибольшей скоростью.

Вторая серия задач рассматривает тот же выделенный участок ствола, но при скоростях на входе в рассматриваемый участок ствола (рисунок 4): 0,002 м/с и 0,0005 м/с, что соответствует дебитам порядка 50

Рисунок 4 - Изолинии распределения мехпримесей в стволе скважины в зависимости от модуля скорости при скорости 5 ■ 10"4 м/с на входе в рассматриваемый участок ствола скважины

В результате обработки данных по распределению мехпримесей на рассматриваемом участке видно, что максимальное содержание взвешенных частиц находится в области ствола скважины, где скорость максимальна, на периферии же (у стенок скважины) концентрация твердых частиц минимальна. Снижение скорости потока, в свою очередь, приводит к нормальному распределению твердых частиц (рисунок 4) в поперечных сечениях ствола скважины с минимальной локализацией в зависимости от скорости флюида. Иными словами, если при дебите порядка 50 м3/сут распределение примесей носит «возрастающий» характер по мере продвижения к центру потока, то при дебите 10 м3/сут вид функции распределения приобретает вид, близкий к Гауссову распределению, то есть приобретает вид нормального распределения. Таким образом, для разделения мехпримесей и нефти в случае эксплуатации малодебитного фонда встает вопрос оценки

перераспределяющего влияния мехпримесей на поток, хотя этот процесс влияет на энергетический потенциал течения. В случае же эксплуатации высокодебитного фонда, в первую очередь, необходимо разрушение высокоскоростного центрального течения, что весомо сказывается на энергетическом потенциале течения (потере давления за счет интенсивного перемешивания - турбулентной диссипации).

На основании анализа результатов численных исследований можно утверждать, что для разделения мехпримесей и нефти непосредственно перед глубинным насосом с целью увеличения его межремонтного периода необходимо использование механических приспособлений, которые воздействуют на поток, чтобы в стволе скважины возникали силы, перераспределяющие направления векторов скоростей в стволе, а твердые частицы оттеснялись к периферии — к стенкам скважины с целью дальнейшего их сбора, например в специальном накопителе (контейнере).

В третьей главе приведен анализ основных технологических процессов и конструкций для разделения фаз и мехпримесей в стволе скважины. В частности, анализ технологических особенностей конструкций пескосепараторов базируется на основе патентных исследований, нацеленных на определение существующих на текущий момент методов разделения и построенных на их основе устройств, направленных на устранение из потока добываемого флюида механических примесей.

Проведена классификация отделителей мехпримесей из потока жидкости на группы.

В процессе глубокого и детального изучения конструкций и технологических приемов разделения мехпримесей перед насосными установками условно можно выделить две основополагающие задачи: первая — обеспечить максимально равномерную выработку пласта при движении нефти к забою добывающей скважины и вторая — осуществить подъем многофазной нефти на поверхность насосным способом по стволу скважины, подвергнутой техногенному воздействию. Если в первом случае основные трудности связаны, прежде всего, с обеспечением необходимого темпа отбора и максимального охвата пласта дренированием, то при движении пластовой жидкости по стволу скважины наиболее важным является обеспечение оптимальных условий для работы используемых насосных установок, откачивающих многофазную жидкость («нефть + газ + вода») с механическими примесями (частицами породы, АСПО, продуктами коррозии). Особенно остро этот вопрос стоит при наличии твердых взвешенных частиц в продукции скважины, которые непосредственно воздействуют на рабочие органы насосной установки. Технологические приемы, использованные при создании различных конструкций разделителей фаз и мехпримесей, основанные на различных принципах взаимодействия механических элементов с гидродинамикой потока, можно

охарактеризовать следующим образом: увеличение площади соприкосновения, изменение направления течения, перемешивание, создание центробежных сил и множество других принципов (рисунок 5).

а! бТ в! г! д!

Г

г

Л

, «о.

•за >

Г

A. Набор гофрированных продольных пластин для изменения скорости потока и площади поверхности контакта с твердой породой.

Б. Простейший набор прямых пластин с ячейками с целью увеличения площади контактной поверхности жидкости с твердыми частицами.

B. Ячейки (емкости) с гидрозатворами, когда рабочая жидкость наполняет стаканы, а отбор жидкости производится по внутренней поверхности трубы, чаще используется как сепаратор газа.

Г. Центробежный сепаратор твердых частиц, работающий от потока движущейся жидкости.

Д. Использование принципа винтового шнека. Рисунок 5 - Принципиальные схемы устройств разделения фаз потока

Применение каждого из методов нацелено на решение своего круга задач. Для решения задачи уменьшения концентрации твердых частиц в

потоке ствола скважины, с нашей точки зрения, наиболее перспективным является последний вариант воздействия - использование шнека в корпусной ячейке, устанавливаемой на участке скважины «до насоса», так как применение центробежной силы способно создать необходимую структуру течения, при которой твердые частицы будут концентрироваться определенным образом, что позволит произвести их своевременный вывод из потока. Но указанные конструкции работоспособны только при отсутствии отложений парафина (АСПО).

В качестве метода решения поставленной задачи выступает принцип изменения структуры потока следующим образом: в стволе скважины искусственно создаются условия для закручивания потока от конструкции в виде шнека, заключенного в корпус с отверстием для выхода мехпримесей вследствие чего за счет действия центробежной силы в потоке твердые частицы отбрасываются к стенкам скважины, откуда они попадают в специальный уловитель для твердых частиц.

В соответствии с принятой классификацией выполнено теоретическое исследование движения многофазной жидкости с твердыми частицами в винтовом шнеке численным методом (патент 122692).

На рисунке 6 приведена конструктивная схема исследования участка ствола скважины со шнеком — устройством, в результате действия которого можно изменить динамику и структуру движения многофазного потока путем выделения в потоке твердой фазы.

Для более наглядного представления процесса движения потока в стволе скважины со шнеком на рисунке 7 приведена увеличенная область входа потока в шнек.

Отметим, что приведенные рисунки 6 и 7 были построены с помощью применения пакета трехмерного моделирования 8оПс1\Уогкз. Сохраняя методические подходы, построенная трехмерная модель была импортирована в пакет гидродинамического моделирования Р1о\уУ1зюп, на основе которого были произведены расчеты параметров потока флюидов (модуля скорости и распространения твердых частиц) на рассматриваемом участке скважины со шнеком и уловителем твердых частиц.

Пакет гидрогазодинамического моделирования позволил на основе уравнений Навье-Стокса, конвективно-диффузионного переноса, модели турбулентности к-с и Лагранжевых уравнений движения модельных частиц получить картину распространения твердых частиц на рассматриваемом участке ствола скважины.

Для решения рассматриваемой задачи приняты следующие граничные условия, взятые из опыта эксплуатации скважин с штанговыми глубинными насосами (ШГН) в ОАО «Башнефть»:

- скорость потока по нормали на входе в шнек 0,5 м/с;

- массовый расход твердых частиц 0,001 кг/с;

- давление на входе в шнек - 60 атм.

Рисунок 6 - Рассматриваемый участок ствола скважины

Рисунок 7 - Увеличенная область нижней грани шнека

Для лучшего представления о характере происходящих в стволе скважины взаимодействий в модельных задачах твердые частицы были разделены на четыре фракции:

частицы с диаметром 1 • 10"4м - 60 % от общего состава; частицы с диаметром 5 - 10"4м - 20 % от общего состава; частицы с диаметром 1 • 10"3м - 20 % от общего состава; частицы с диаметром 2-10"3м - 20 % от общего состава. В качестве несущего потока рассматривалась нефть со свойствами Алкинского нефтяного месторождения.

В качестве твердых включений были выбраны частицы со свойствами оксида железа (продукты коррозии).

Рассмотрение результатов предварительных расчетов (рисунки 8 и 9) показывает, что закручивание потока (рисунок 8) приводит к отбрасыванию твердых частиц к стенкам ствола скважины при определенных размерах шнека и скорости потока.

Рисунок 8 - Распределение частиц в продольной плоскости (а); траектории линий тока основного потока в продольной плоскости (б)

Распределение частиц по скоростям при использовании шнека относительно радиуса ствола скважины показывает, что в пристеночной области скорости частиц и несущего потока совпадают с данными предварительных теоретических исследований. Далее по мере продвижения к стенке ствола скважины происходит пиковое увеличение скоростей, что позволяет говорить о том, что функциональность применения выбранного метода разделения основного потока и взвешенных частиц достигнута, то есть поступающий в шнек поток вследствие изменения направления течения за счет перераспределения

твердых частиц в потоке формирует сложную структуру движения взвешенных частиц.

а) б) в)

Рисунок 9 - Распределение твердых частиц на участке скважины с установленным шнеком (а); трехмерная твердотельная модель рассматриваемого участка (б); модуль скорости потока в продольной плоскости ствола скважины (в)

Получаемая структура с повышенной концентрацией механических примесей в пристеночной области подтверждается графиками изменения скоростей по радиусу сечения для частиц и несущего потока.

Дальнейшее рассмотрение результатов численного исследования еще более уточняет происходящие в шнеке процессы. На рисунке 9, а можно увидеть, что наибольшая плотность потока частиц приурочена к примыкающим к стенкам граням шнека. В результате получено, что в данных областях течения потока (области с наибольшей концентрацией частиц) модуль скорости потока имеет максимальное значение (рисунок 9, в).

Подобные численные исследования позволяют определить длину шнека, размеры шнекового фильтра и расходы, при которых шнек работает в оптимальном режиме. Установлено, что в большей степени размеры шнекового фильтра определяются скоростью потока (расхода), соотношением фаз (твердой и жидкой) и вязкости флюидов.

В четвертой главе приведены результаты испытаний рекомендаций автора в промысловых условиях. Описаны конструкция и принцип работы шнекового фильтра.

Разработанный в рамках данной работы скважинный шнековый фильтр для выведения из потока жидкости механических примесей приведен на рисунке 10 (патент 122692).

Шнековый фильтр-разделитель состоит из корпуса 1, перфорированной гильзы 2, лопасти винтовой (покрытый эпоксидной смолой) 3, приемного патрубка 4, переходника 5, центратора 6, соединительной муфты НКТ 7, контейнера-шламонакопителя 8.

Фильтр работает следующим образом.

Продукция нефтяной скважины, содержащая крупные механические примеси, через приемный патрубок 4, который выполнен из отвода 90 градусов и закрепляется при помощи сварки к внутренней стенке корпуса и к центратору, поступает в фильтр, где, проходя по винтовой лопасти (шнеку) 3, помимо поступательного движения, приобретает также и вращательное. Твердые частицы, имеющие большую массу, в результате действия центробежной силы отбрасываются из жидкости и перемещаются к периферии (стенке перфорированной гильзы 2) и далее через отверстия гильзы - в контейнер-шламонакопитель. Фильтр устанавливается в нижней части колонны погружного оборудования до приема насоса. Очищенная от механических примесей продукция скважины поступает на прием насоса. Результаты промысловых испытаний шнекового фильтра показали достаточно высокую работоспособность при простоте конструкции.

После отбора проб на скв. 298 Алкинского нефтяного месторождения был проведен анализ работы шнекового фильтра, по результатам которого были построены два графика изменения содержания взвешенных частиц. После спуска шнекового фильтра содержание взвешенных частиц уменьшилось в 20 раз в воде (рисунок 11, а) и в 7 раз в нефти (рисунок 11,6).

Рисунок 10 - Устройство для удаления механических примесей из нефтяных скважин (фильтр шнековый)

1000

800

600

400

200

10

11 12 Месяцы

4000

о

123456789 10 11 12

Месяцы

Рисунок 11 - Графики изменения концентрации взвешенных частиц в воде (а) и в нефти (б)

За год работы насоса с установленным шнековым фильтром не было ни одного отказа. Резкое снижение количества взвешенных частиц за счет фильтрации продукции привело к уменьшению нагрузки на подвижные узлы глубинно-насосного оборудования, в следствии чего увеличился межремонтный период.

В целом с применением шнекового фильтра достигнуто увеличение МРП 2 раза, экономический эффект составил 300 тыс. руб. в год на 1 установку с ШГН.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате обобщения статистических данных по часто ремонтируемому фонду скважин НГДУ «Ишимбайнефть» выделены усредненные и отнесены к отдельным группам осадки твердых составов в виде песка и пород, отрицательно влияющих на работоспособность глубинно-насосного оборудования и их межремонтный период.

2. С целью оценки и изучения механизма движения твердых частиц в потоке жидкости от забоя до приема насоса создана и обоснована численная модель с использованием пакета трехмерного моделирования SolidWorlcs, а построенная модель последовательно была импортирована в пакет FlowVision для исследования движения многокомпонентной жидкости («нефть + газ + вода + мехпримеси») с малым газосодержанием (менее 0,1 д.е.) на участке «призабойная зона -прием глубинного насоса». Получено, что для малодебитных скважин (с расходом 10...40м3/сут) концентрация твердых частиц формируется в преобладающей степени у стенки колонны, а при увеличении расхода (40. ..150 м3/сут) - в ядре потока.

3. Численно исследован процесс оседания твердых частиц в потоке на примере скважины № 298 Алкинского нефтяного месторождения и установлено, что критический размер твердых включений (песчаник), при котором поток откачиваемой жидкости штанговым насосом начинает увлекать их на прием насоса, не превышает 7,0 "10"5 м.

4. Исследованием криволинейного течения жидкости и гидродинамических характеристик на базе существующих устройств создано новое устройство для отделения мехпримесей - фильтр погружной шнековый. Данное устройство было испытано на скважине № 298 Алкинского нефтяного месторождения и скважине № 362 Аведеновского нефтяного месторождения и показало высокую степень отделения твердых частиц в промысловых условиях.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Хайбуллин, Р. М. Предотвращение пескопроявлений из скважин осложненного фонда [Текст] / Р. М. Хайбуллин, А. Р. Эпштейн, В. Г. Карамышев, А. А. Бекбаулиева, Л. Р. Хасаншин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -2009,- Вып. 4 (78). - С. 37-41.

2. Хужин, М. Р. Защита глубинно-насосного оборудования от коррозии [Текст] / М. Р. Хужин, JI. Р. Хасаншин, А. И. Подъяпольский //

НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов»/ИПТЭР. -2011.-Вып. 3 (85).-С. 102-106.

3. Фатхлисламов, М. А. Исследование процесса подъема флюидов с механическими примесями по стволу скважины глубинными насосами [Текст] / М. А. Фатхлисламов, М. А. Антонов, Д. К. Сагитов, Л. Р. Хасаншин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012,-№8.-С. 39-42.

4. Хисамутдинов, Н. И. Исследование процесса подъема флюидов с механическими примесями по стволу вертикальной скважины [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, М. А. Фатхлисламов, Л. Р. Хасаншин, С. И. Хазов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 9. - С. 1216.

Патенты

5. Пат. 93458 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/00. Устройство защиты погружной насосной установки от коррозии [Текст] / Куршев А. В., Тубаяков В. А., Эпштейн А. Р., Хасаншин Л. Р. (РФ); заявители и патентообладатели Куршев А. В., Тубаяков В. А., Эпштейн А. Р., Хасаншин Л. Р. (РФ). - № 2009146833/22; заявл. 16.12.2009; опубл. 27.04.2010, Бюл. № 12.

6. Пат. 94975 Российская Федерация, МПК С 23 Б 13/00. Устройство защиты от коррозии внутренней поверхности нефтепроводов [Текст] / Бекбаулиева А. А., Эпштейн А. Р., Хасаншин Л. Р., Мурзагулов В. Р. (РФ); заявители и патентообладатели Бекбаулиева А. А., Эпштейн А. Р., Хасаншин Л. Р., Мурзагулов В. Р. (РФ). - № 2009146806/22; заявл. 16.12.2009; опубл. 10.06.2010, Бюл. № 16.

7. Пат. 122692 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/08. Фильтр погружной шнековый [Текст] / Хасаншин Л. Р. (РФ); заявитель и патентообладатель Хасаншин Л. Р. (РФ). - №2010149581/03; заявл. 03.12.2010; опубл. 10.12.2012, Бюл. № 34.

8. Пат. 93456 Российская Федерация, МПК Е 21 В 37/00. Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии [Текст] / Куршев А. В., Тубаяков В. А., Эпштейн А. Р., Хасаншин Л. Р., Мурзагулов В. Р. (РФ); заявители и патентообладатели Куршев А. В., Тубаяков В. А., Эпштейн А. Р., Хасаншин Л. Р., Мурзагулов В. Р. (РФ). -№ 2009146837/22; заявл. 16.12.2009; опубл. 27.04.2010, Бюл. № 12.

9. Пат. 105354 Российская Федерация, МПК Е 21 В 41/02. Устройство защиты насосной установки от коррозии [Текст] / Рахимкулов А. И., Подъяпольская Ю. И., Эпштейн А. Р., Хасаншин Л. Р. (РФ); заявитель и патентообладатель ГУП «ИПТЭР». - № 2010151759/03; заявл. 16.12.2010; опубл. 10.06.2011, Бюл. № 16.

Прочие публикации

10. Хайбуллин, Д. М. Совершенствование технологии предотвращения солеотложений за счет применения скважинных

контейнеров [Текст] / Д. М. Хайбуллин, А. Р. Буранчин, И. А. Васильев, В. А. Тубаяков, Л. Р. Хасаншин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа: матер, научн.-практ. конф. в рамках XVIII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2010. - С. 104-106.

11. Буранчин, А. Р. Причины коррозионного разрушения скважинного оборудования [Текст] / А. Р. Буранчин, И. А. Васильев, В. А. Тубаяков, Л. Р. Хасаншин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа: матер, научн.-практ. конф. в рамках XVIII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2010. - С. 240-241.

12. Куршев, А. В. Способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей [Текст] / А. В. Куршев, О. М. Юсупов, В. Г. Карамышев, Л. Р. Хасаншин // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - 2010. - № 5.-С. 68-70.

13. Хасаншин, Л. Р. Функционирование глубинно-насосного оборудования в скважинах осложненного фонда [Текст] / Л. Р. Хасаншин // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XI Российского энергетического форума. -Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2011. - С. 122-130.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 17.04.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,97. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 89. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хасаншин, Линар Радикович, Уфа

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

На правах рукописи

04201356871

Хасаншин Линар Радикович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБИННОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель

кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович

Уфа-2013

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ 4

1 ОЦЕНКИ АКТУАЛЬНОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ СОХРАНЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ СКВАЖИННОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ПРОЯВЛЕНИЕМ ТЕХНОГЕННЫХ ЭФФЕКТОВ........................................................................ 8

1.1 Обоснование актуальности проблемы борьбы с механическими

примесями в нефтедобыче....................................................... 8

1.2. Оценка значимости проблемы изучения пескопроявления и выноса мехпримесей в спектре осложняющих нефтедобычу

факторов.............................................................................. 10

1.3. Достоинства и недостатки современных физических методов снижения содержания механических примесей на приеме глубинного насоса................................................................. 21

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДВИЖЕНИЯ МНОГОФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ НА ЗАБОЙНОМ УЧАСТКЕ

В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ........................................... 29

2.1 Теоретические предпосылки к движению многофазной жидкости

на забойном участке.............................................................. 29

2.2 Численные исследования процесса подъема флюидов с механическими примесями от забоя до приема глубинного насоса.... 34 Выводы к главе 2................................................................. 45

3 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И КОНСТРУКЦИИ РАЗДЕЛЕНИЯ ФАЗ И МЕХПРИМЕСЕЙ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ........................................................ 46

3.1 Анализ технологических особенностей конструкции

пескосепаратов..................................................................... 46

3.2 Исследование гравитационного сепаратора принятое за прототип

для дальнейших исследований.................................................. 75

3.3 Типизация отделителей мехпримесей из потока жидкости на классификационные группы................................................... 79

3.4 Теоретическое исследование движения многофазной жидкости с твердыми частицами в винтовом шнеке численным методом.......... 82

4 ИСПЫТАНИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ АВТОРА В

ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ............................................. 91

4.1 Конструкция и принцип работы шнекового фильтра...................... 91

4.2 Промысловые испытания шнекового фильтра.............................. 93

4.3 Результаты оценки фракционного и минералогического состава механических примесей шламоуловителя шнекового фильтра......... 97

4.4 Экономическая оценка эффекта от применения погружного

шнекового фильтра................................................................ 101

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 102

ЛИТЕРАТУРА 103

ПРИЛОЖЕНИЯ 113

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Процесс подъема нефти (жидкости) из пласта глубинными насосами, в частности штанговыми, сопровождается отбором многофазной жидкости, состоящей из нефти, газа, воды и мехпримесей (остатков бурового раствора, продуктов коррозии и твердых частиц, образовавшихся за счет суффозии, а также последствий применения технологий интенсификации притока нефти, например кислотных обработок). Присутствие и влияние мехпримесей на работоспособность глубинно-насосного оборудования и его межремонтный период достаточно широко изучены и известны. Однако ряд локальных задач, например процесс отделения мехпримесей перед приемом насоса, изучены недостаточно глубоко, что не позволяет выбрать экономически эффективные технологические приемы и конструкции для отделения мехпримесей из потока. Рост количества мехпримесей связан с повышением техногенного вмешательства в процесс разработки нефтяных месторождений. Однако без изучения механизма движения мехпримесей в потоке жидкости на забойном участке от интервала перфорации до приема насоса создать оптимальные режимы отбора жидкости и конструкции для отделения мехпримесей нельзя. Одним из перспективных направлений изучения механизма движения жидкости с мехпримесями является создание численной модели для исследования движения многофазной жидкости на базе уравнений Навье-Стокса, конвективно-диффузионного переноса и турбулентности, что позволит разработать оптимальные режимы отбора многофазной жидкости с мехпримесями и выбрать конструкцию для отделения их из жидкости перед приемом глубинного насоса. Представленная работа направлена на изучение этой проблемы, поэтому она является актуальной и востребованной в промысловых условиях.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации глубинно-насосных установок в скважинах, откачивающих многофазную жидкость, путем изучения на математической модели кинематики движения потока и создания технологий отделения мехпримесей перед приемом насоса.

Основные задачи исследований:

1. Изучение и оценка влияния мехпримесей на работу глубинно-насосного оборудования и технологий отделения мехпримесей по литературным источникам и в промысловых условиях;

2. Создание и обоснование численной модели для исследования механизма движения многофазной, многокомпонентной жидкости на участке «забой - прием насоса»;

3. Обобщение результатов численных исследований и разработка рекомендаций по отделению мехпримесей в условиях скважин;

4. Разработка конструкции для отделения мехпримесей из потока движущейся жидкости;

5. Обобщение испытаний конструкции для отделения мехпримесей в промысловых условиях.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния влияния мехпримесей на работоспособность глубинно-насосного оборудования и численных исследованиях движения многофазной жидкости на участке «призабойная зона - прием глубинного насоса» с использованием методов математического моделирования и обобщения результатов промысловых испытаний отделителей мехпримесей в условиях скважин.

Научная новизна:

1. Создана и обоснована численная модель для исследования движения многокомпонентной жидкости («нефть + газ + вода + мехпримеси) для режимов с малым газосодержанием на участке «призабойная зона - прием глубинного насоса». Получено, что для малодебитных скважин (с расходом 10...40 м3/сут) концентрация твердых частиц формируется в преобладающей степени у стенки колонны, а при увеличении расхода (40.. .150 м3/сут) - в ядре потока;

2. Изменение течения многофазного потока с условно вертикального на криволинейное (с помощью шнека) и за счет нового режима путем перевода жидкости на режим течения с созданием тангенциальной скорости потока

позволило достичь разделения мехпримесей до 90 % с накоплением 80 % из них в контейнере, помещенном в общем корпусе;

3. Создано устройство для отделения мехпримесей, основанное на принципе движения жидкости по шнеку с накопителем твердой фазы, поверхность которого покрыта эпоксидной смолой для предотвращения (снижения) образования отложений парафина и твердой фазы углеводородов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика и модель численного исследования движения многокомпонентной жидкости на участке «призабойная зона - прием глубинного насоса»;

2. Технологические приемы и критерии регулирования режима движения многофазного потока с мехпримесями на забойном участке;

3. Технология отделения мехпримесей и конструкция для их реализации.

Практическая ценность и реализация работы.

1. На базе численных исследований движения многофазного потока с мехпримесями создана конструкция для отделения мехпримесей от жидкости (патент 122692);

2. Конструкция отделителя мехпримесей испытана в промысловых условиях на скважине № 362 Веденовского месторождения и на скважине № 298 Алкинского месторождения (акт внедрения);

3. От реализации рекомендаций автора по предотвращению попадания механических примесей в насосное оборудование в промысловых условиях получен технологический эффект за счет увеличения межремонтного периода (МРП) одной скважины в 2 раза, экономический эффект на одну скважину составил 300 тыс. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на научно-технических советах и семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология» и ООО «БашНИПИнефть» (г. Уфа, 2010-2013), на

научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010» (г. Уфа, 2010 г.), на XI Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2011 г.), на семинарах ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа, 2012-2013 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в том числе в 4 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 5 патентов РФ.

В совместных работах автору принадлежит постановка задачи исследования, обобщение полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 102 наименования. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунка, 11 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Сагитову Д.К. и к.т.н. Фатхлисламову М.А. за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения работы.

1 ОЦЕНКИ АКТУАЛЬНОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ СОХРАНЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ СКВАЖИННОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ПРОЯВЛЕНИЕМ ТЕХНОГЕННЫХ ЭФФЕКТОВ

1.1 Обоснование актуальности проблемы борьбы с механическими примесями в нефтедобыче

Разработка нефтяных месторождений в последние десятилетия все больше сталкивается с рядом проблем требующих применения новых технологий нефтеизвлечения [17, 20, 30, 39, 55]. Такому состоянию вопроса способствует переход разработки большинства месторождений к поздним стадиям разработки, связанной с этим растущей обводненности добываемой продукции, старением эксплуатационного фонда скважин и отрицательным воздействием техногенных эффектов. С учетом этого упрощенно можно выделить несколько первоочередных проблем влияющих на работу, например глубинно-насосного оборудования и на межремонтный период работы (МПР) скважин:

- изменения физико-химических свойств пластовых флюидов [4, 15];

- повышенная кривизна ствола скважины [29, 32, 45];

- усталостно - коррозионный износ скважинного оборудования [1, 13];

- отложение парафина в подземных трубах и наземных коммуникациях [23, 39];

- значительный рост отложений солей [11, 47];

- вынос механических примесей из пласта [9];

- наличие интервала глубин вечно мерзлых пород [7].

Также одной из серьезных проблем стоящей перед нефтедобывающей промышленностью является наличие в добываемой и транспортируемой по промысловым трубопроводам продукции нефтяных месторождений механических примесей [14, 18, 51]. В основном это выносимые из скважины частицы горных пород и продукты коррозии металла оборудования и

коммуникаций. Результаты исследований этой проблемы известны, поэтому приведем наиболее значимых авторов изучавших эти вопросы это Адонин H.A. [1], Антипина H.A. [6], Балакирев Ю.А., Карапетов К.А., Кроль B.C.[8], Гиматудинов Ш.К.[31], Ибрагимов Г.З. [34], Мирзаджанзаде А.Х. [54], Мусабиров М.Х. [57], Тронов В.П.[78] и многие другие.

В качестве примера можно привести данные НГДУ «Ишимбайнефть» по которым максимальный диаметр частиц механических примесей, содержащихся в перекачиваемой по промысловым трубопроводам продукции, составляет от 10 до 130 мкм. В общем более 50% примесей составляют частицы менее 20 мкм [76, 83]. Негативное влияние механических примесей также подчеркивается в работе [74, 87]. Так наличие механических примесей в добываемой продукции более 1 г/л существенно осложняет работу нефтяных скважин и приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре глубинного насоса ШГНУ, повышенному гидроабразивному износу клапанов и пары плунжер-цилиндр. Поэтому неудивительно, что порядка 30% отказов глубинного насосного оборудования при такой концентрации механических примесей связано с действием механических примесей, при этом, когда концентрация меньше 60 мг/л существенного влияния на работу глубинного оборудования не наблюдается [77]. В качестве подтверждения актуальности описываемой проблемы в таблице 1.1 приведены данные по наличию взвешенных частиц в скважинах различных месторождений АНК «Башнефть».

Из таблицы 1.1 видно, что одна из самых сложных проблем обусловлена в недостаточности эффективных, малозатратных методов борьбы с механическими примесями которые приводят к отказам скважинного подземного оборудования и, следовательно, эта задача остается не решенной, особенно для наклонных скважин [16].

Таблица 1.1 - данные по превышению нормы по КВЧ (50 мг/л)

Месторождение Скважина КВЧ, мг.л.

Янгурчинское 81 293,12

Ишимбайское 388 760

Уршакское 201 152,63

Кумертауское 83 545

Толбазинское 199 124,84

Черниговское 58 415,29

Черниговское 132 474,5

Черниговское 145 296

Алкинское 298 712

1.2. Оценка значимости проблемы изучения пескопроявления и выноса мехпримесей в спектре осложняющих нефтедобычу факторов

Первый осложняющий фактор, высокая обводненность продукции вызывает повышенную коррозионную опасность для всего глубинного [62, 69] и поверхностного оборудования [63, 68], в частности для насосных штанг в скважинах, оборудованных УШГН [13, 84].

Второй осложняющий фактор, скорость и характер коррозии металла, и образование коррозионных отложений в нефтепромысловом оборудовании зависят от ряда одновременно действующих внешних и внутренних факторов [84].

Известно [3, 36], что МРП скважинного оборудования снижается из-за поступления в рабочие органы ЭЦН продуктов коррозии обсадных и насосно-компрессорных труб [65]. Проводимые для защиты от коррозии химические обработки подземного оборудования скважин обеспечивают его защиту только в интервале от уровня жидкости до приема насоса [24]. Для скважин, оборудованных УШГН, это разрушение происходит на поверхности раздела двух контактирующих тел (центратор - НКТ). Развитию образовавшихся коррозионных трещин способствует расклинивающее действие продуктов коррозии и механических примесей из пласта, количество которых

увеличивается со временем и также зависит от агрессивности добываемого продукта.

Следовательно основной причиной отказа глубинно-насосного оборудования является засорение приемного клапана насоса парафином, солями, мех. примесями и другие нарушения в работе клапанов нередко возникает заедание плунжера, происходит односторонний износ плунжера и цилиндра насоса, а при попадании КВЧ происходит заклинивание плунжера штангового насоса, колонна штанг в интервале соединения с плунжером при этом испытывает интенсивное скручивание [2, 21, 22, 26].

Третий осложняющий фактор, проблема предотвращения отложений неорганических солей, возникшая с внедрением интенсивных систем разработки нефтяных месторождений и прогрессирующим обводнением продукции добывающих скважин [5, 41, 43, 46]. Известно, что одним из самых неприятных процессов, осложняющих добычу при разработке залежей с заводнением, является образование твердых осадков солей в скважинах, насосах, нефтепромысловом оборудовании, в системе сбора и подготовки продукции [66]. Эта проблема характерна не только для России, она отмечена при добыче практически во всех крупных регионах и странах мира.

Невозможность гарантирования защиты глубинно-насосного оборудования от солей и механических примесей обусловлена трудностями раннего их обнаружения, невозможностью прямых замеров и визуальных наблюдений, отсутствием надежных методов количественного и качественного прогнозирования отложений в реальной скважине и для конкретного типа насосов. Получение исходных данных, необходимых для расчетов прогнозного гидрохимического и коллоидного состояний, весьма затруднительно по причине быстрой изменчивости процессов, многочисленных параметров, отсутствия приборов их прямого замера. Практические результаты прогнозных расчетов при всей их сложности часто дают приближенный, в основном оценочный результат. Чаще всего расчеты по прогнозированию предсказывают выпадение солей, однако при проверке, на практике соли обнаружены не были.

Четвертым осложняющим фактором при добыче нефти, являются осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникациях из-за наличия асфальто - смоло -парафиновых отложений (АСПО) [22, 23].

В зависимости от количества твердых углеводородов, содержащихся в нефтях, последние условно классифицируют�