Способы повышения технологической эффективности эксплуатации ЭЦНУ при наличии свободного газа на приеме насоса

 

На завершающих стадиях разработки нефтяных месторождений работа УЭЦН характеризуется постепенным снижением межремонтного периода работы скважин и продолжительности наработки на отказ. Выход из строя УЭЦН приводит к снижению объемов добычи нефти; увеличению времени простоев скважины, расходов на ремонт и закупку нового оборудования. В настоящее время разработано большое количество способов и технологий предотвращения осложнений при эксплуатации установок ЭЦН в скважинах. Однако низкая эффективность применяемых для этой цели мероприятий связана с тем, что большинство перечисленных осложнений действуют в стволе скважин одновременно. Поэтому задачей промысловых работников является определение уровня влияния каждого отдельного фактора на режим работы насосной установки и ее эксплуатационную надежность применительно к конкретным геолого-физическим условиям работы скважин.

Наиболее распространенными видами осложнений при эксплуатации в скважинах ЭЦН являются:

1) повышенные вибрационные нагрузки  из-за большой кривизны ствола  скважины в зоне подвески УЭЦН;

2) подъем газонасыщенной смеси;

3) подъем водонефтяной смеси;

4) образование на поверхности оборудования отложений органических и неорганических веществ;

5) разрушение пород призабойной зоны пласта (ПЗП) и вынос механических частиц из пласта.

Условия рационального применения центробежных электронасосов должны исключать моменты, приводящие к серьезным нарушениям их работы.

1) Основная   особенность  работы  УЭЦН   в скважинах со  сложным

пространственным   профилем   ствола  –   это   неравномерное   распределение

нагрузки на опоры УЭЦН, что приводит к их неравномерному радиальному износу, переходящему в односторонний износ. Результатом такого действия является увеличение уровня вибрации УЭЦН. Вибрация передается от вала УЭЦН на вал гидрозащиты (ГЗ). Торцовые уплотнения ГЗ от вибрации начинают пропускать пластовую жидкость в полость ПЭД, что приводит к пробою обмотки ПЭД. Крайним случаем действия вибрационных нагрузок является нарушение целостности конструкции подземной части установки ЭЦН и «полеты» оборудования на забой скважин.

2) При работе УЭЦН в условиях повышенного содержания газа, над динамическим уровнем в стволе скважины всегда имеется большой слой пены. Пена не позволяет точно определить положение динамического уровня жидкости, а следовательно, забойного давления. Поэтому чрезвычайно трудно провести согласование режимов работы насоса и пласта. Следствием несогласованности режимов работы пласта и насоса является уменьшение давления на приеме насоса, увеличение количества свободного газа, попадание больших объемов свободного газа в насос и срыв подачи, который вызывает перегрев рабочих органов ПЭД, открытие торцовых уплотнений или течь удлинителя. Если неисправен перепускной клапан устьевой арматуры, повышенное давление в затрубном пространстве искусственно отжимает динамический уровень, что создает дополнительную нагрузку на ПЭД и, в конечном итоге, может привести к преждевременному отказу УЭЦН.

3) При эксплуатации УЭЦН в скважинах с обводнённой продукцией на их устье имеет место образование агрегативно-устойчивых высокодисперсных эмульсий обратного типа. Наиболее важным свойством эмульсии является ее вязкость, которая, в зависимости от условий образования, значительно превышает вязкости жидкостей, образующих ее. С увеличением вязкости смеси в рабочих ступенях центробежного насоса увеличиваются сопротивления потоку в проточных каналах ступени и направляющего аппарата. Одновременно происходит увеличение потерь энергии на вращение дисков колеса в вязкой смеси и на трение в пяте рабочего колеса. По этой причине происходит ухудшение характеристик насоса, снижение КПД и для привода насоса требуется большая по величине мощность. В условиях откачки из скважин обводненной продукции одновременно с изменением состава и свойств смеси в ступенях центробежного насоса происходит нарушение характера распределения давления. По результатам исследований изменения давления в насосе – распределение давления становится нелинейным. Особенно сильно распределение давления в насосе изменяется в области обводненности продукции 40 – 60 %. Аналогичным образом в насосе изменяется и температура смеси. Наибольший нагрев насоса происходит при перекачке смеси с обводненностью 60 %.

4) Почти всегда работа УЭЦН  в скважинах сопровождается образованием на поверхности оборудования отложений солей и парафинов. Интенсивное образование отложений солей происходит при создании в стволе скважин благоприятных термодинамических условий. Кроме того, в процессе эксплуатации скважин происходит непрерывный рост обводненности продукции, что также повышает вероятность образования твердых осадков солей. Состав воды в продукции скважин непостоянный и может быть представлен тремя  типами вод: пластовая, сточная и вода жидкости глушения скважин. При малой производительности УЭЦН скорость движения потока жидкости в стволе скважины и насосе низкая и в местах наибольших изменений давления происходит образование отложений солей. После вывода скважины на плановый режим работы отложение солей происходит на рабочих органах насоса. В результате интенсифицируется износ рабочих органов насоса и, как следствие, появляется дополнительная вибрационная нагрузка. Вибрация способствует появлению негерметичности в торцевых уплотнениях, попаданию продукции скважины (минерализованной воды) в полость ПЭД и выходу его из строя. В момент короткого замыкания обмоток ПЭД резко повышается давление во внутренней полости ПЭД,  что может вызвать разрыв диафрагмы.

В процессе движения пластовой жидкости по стволу скважины происходит ее охлаждение. На тех участках скважины, где температура меньше температуры     насыщения     нефти   парафином,  происходит    образование

отложений     твердых     парафинов.    Кроме  того,   эксплуатация   УЭЦН  при

условии создания на забое низких давлений может привести к интенсификации процесса образования отложений парафинов. Причиной этого являются многочисленные эффекты Джоуля-Томпсона при  разгазировании  нефти.  Поступление  нефти   из  пласта в скважину сопровождается резким увеличением ее объема и выделением свободного газа. При этом происходит интенсивное поглощение тепла и снижение температуры ниже температуры насыщения нефти парафинами. Аналогичная картина по изменениям давления имеет место и в приемной части высокопроизводительного насоса. В результате резко увеличивается вероятность образования отложений парафинов. После образования отложений в насосе снижается его производительность. Если места образования отложений твердых парафинов своевременно не обработать ПЭД выйдет из строя.

5) Большинство скважин с УЭЦН эксплуатируются в сложных условиях. К таким условиям относится и разрушение пород ПЗП. Разрушение твердого скелета нефтенасыщенных пород ПЗП происходит по двум причинам. При использовании в качестве агента систем ППД слабоминерализованных или пресных вод приводит к выщелачиванию растворимых в водах породообразующих минералов. В результате создается возможность для продвижения дезагрегированных зерен породы к забоям добывающих скважин. Второй причиной разрушения пород ПЗП является создание на забое скважин аномально низких давлений. Глубокие депрессии  приводят к механическому разрушению твердого скелета горной породы и выносу ее частиц в ствол скважин. Повышенное содержание КВЧ в продукции скважин в десятки раз снижает ресурс рабочих органов ЭЦН. В результате попадания механических примесей в насос увеличивается вибрация и нередки случаи полетов ЭЦН. При увеличении вибрации возрастает вероятность нарушения герметичности торцовых уплотнений.

 

 

 

 

3  АНАЛИЗ  ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ  РЕЖИМОВ  РАБОТЫ СКВАЖИН 

 С  УСТАНОВКАМИ ЭЦН В УСЛОВИЯХ  ПОВЫШЕННОГО СВОБОДНОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ НА ПРИЁМЕ НАСОСА

 

Одна из наиболее важных отличительных особенностей работы многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси – изменение по длине насоса объемного расхода, плотности и вязкости откачиваемой продукции. Это изменение обусловлено повышением давления и, в меньшей степени, температуры по пути движения ГЖС от входа в насос к выходу из него. Поэтому ступени одного и того же насоса в один и тот же момент работают на различных режимах и на различных по физическим свойствам средах. Отмеченное существенно осложняет определение характеристики погружного центробежного насоса при работе на ГЖС.

Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем смеси, проходящей через первые рабочие ступени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и их полное растворение в нефти. При откачке однородной несжимаемой жидкости напор, развиваемый каждым рабочим колесом, одинаковый, а давление в насосе равномерно нарастает. Если на приеме насоса существует газонасыщенность, плотность газожидкостной смеси при переходе ее от одной ступени к другой в результате сжатия будет увеличиваться. Минимальная плотность будет на входе в первую ступень, максимальная – при давлении насыщения, когда весь газ растворится в нефти. Если дисперсность газовых пузырьков велика и газожидкостную смесь можно рассматривать как однородную с пониженной плотностью, то кавитационные явления могут не возникать. В этом случае напор, развиваемый каждой ступенью, может оставаться постоянным и соответствующим характеристике насоса при работе его на данном режиме. Однако давление, развиваемое каждой ступенью, даже при постоянстве напора будет различным, возрастая по мере увеличения плотности. После первой ступени оно будет минимальным, затем будет возрастать и после некоторой ступени останется постоянным. При суммировании давлений, развиваемых каждым рабочим колесом, не получится равномерного нарастания давления вдоль ступеней насоса, как при однородной жидкости с постоянной плотностью. Сначала давление будет нарастать медленно, затем быстрее, пока не станет постоянным. При этом давление, развиваемое насосом при откачке газированной жидкости будет меньше, так как часть энергии двигателя затрачивается на сжатие и растворение газа в насосе. Эта энергия частично возвращается потоку жидкости, но уже в НКТ, где выделяющийся газ создает так называемый газлифтный эффект, способствующий подъему жидкости на поверхность и уменьшающий необходимый для работы скважины напор.

Многочисленные исследования работы насоса на газожидкостных смесях показали ухудшение их рабочих характеристик. Установлено, что при газосодержании до 7% напорная характеристика насоса не ухудшается; при содержании газа 7 – 20% необходимо в расчет напора вносить поправку, а при газосодержании более 30% наблюдается срыв подачи насоса.

Газосодержание является основным критерием для выбора глубины погружения насоса. В справочной литературе приведены графические зависимости изменения величины оптимального газосодержания на приеме насоса от давления и обводненности продукции скважин, по которым рекомендуется осуществлять выбор глубины спуска насоса. В некоторых учебниках рекомендованное значение предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема насоса равно 35%. Однако, как показали специальные исследования, величину предельного газосодержания можно довести и до 50...60% (при давлении у приема насоса 3 – 4 МПа). Отсутствие однозначных количественных ограничений на величину газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считает, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. П. Д. Ляпков считает, что присутствие в насосе свободного газа ухудшает обтекание газожидкостной смесью лопаток рабочего колеса и направляющего аппарата. Мищенко И. Т. причиной вредного влияния газа на работу насоса считает нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30...40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10 – 15%.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЦНУ

И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА ЕГО РАБОТЫ

 

Подбор ЭЦНУ к нефтяным скважинам – это, в узком смысле, определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком понимании подбор ЭЦНУ предполагает под собой определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт – скважина – насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат  – минимизацию себестоимости единицы продукции – тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ. Это работы по изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газоводонефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь – скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости.

В настоящей главе рассмотрены основные положения методики  подбора ЭЦНУ к нефтяным скважинам. Работы по созданию методик подбора ЭЦНУ к скважинам начались практически одновременно с созданием самих установок ЭЦН. К основным работам по подбору ЭЦНУ к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П. Д. Ляпкова (1957 г.),  И. Т. Мищенко (1965 г.), В. С. Линева (1971 г.), а также методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть.

Как уже указывалось ранее, методика подбора ЭЦНУ к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водогазонефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий.