Влияние газа на работу УЭЦН и методы защиты насосов от влияния свободного газа, содержащегося в откачиваемой жидкости

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 12Следующая ⇒

Газ является спутником нефти и его количество в нефти изменяется в широких пределах. Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе ее движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики ГЖС. В области приема ЭЦН нарушение термогидродинамического равновесия системы усиливается.

Влияние присутствия свободного газа на характеристику насоса проявляется в ухудшении процесса энергообмена между рабочим колесом и жидкостью и создании условий для интенсивного выделения газа из жидкости. Это приводит к коалесценции пузырьков газа в каналах рабочего колеса, образованию газовых каверн, что ухудшает параметры работы насоса. Особенно ярко эти процессы происходят в насосах, эксплуатирующихся в скважинах с наклонно-направленными стволами. Скопление свободного газа в повышенных частях рабочей ступени насоса кроме уменьшения его производительности способствует интенсификации проявления вибрационных нагрузок.

Известны следующие методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦН:

ü спуск насоса в зону, где давление на его приеме обеспечивает оптимальную подачу жидкости и устойчивую работу насоса;

ü применение сепараторов различных конструкций;

ü монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;

ü принудительный сброс газа в затрубное пространство;

ü применение комбинированных насосов.

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости приводит к уменьшению газосодержания смеси у входа в насос за счет возрастания давления. При отсутствии каких-либо ограничений (высокая температура, большой темп набора кривизны ствола скважины и др.), за счет увеличения погружения во многих случаях можно сводить входное газосодержания смеси до вполне допустимой для ЭЦН величины - 10-15 %. При сравнительно небольшой газонасыщенности нефти (до » 50 ¸ 60 м3/м3) и не очень высоких значениях давлениях насыщения (до » 10 МПа) обычно так и поступают. Если же давление насыщения нефти и газонасыщенность достаточно высокие (Г ³ 100 м3/м3, Рнас ³ 12 МПа), для достижения упомянутых значений входного газосодержания смеси требуется весьма большое заглубление насоса.

В газосепараторах происходит отделение свободного газа от жидкости перед входом в насос, отсепарированный газ направляется в кольцевое (затрубное) пространство скважины. Газосепараторы обеспечивают эффективную работу насоса при откачке газожидкостных смесей при больших входных газосодержаниях, достигающих 75% и более. Отрицательной стороной применения газосепаратора является уменьшение использования работы газа в НКТ, поскольку основная часть свободного газа, отделенная на приеме насоса газосепаратором, уходит в затрубное пространство скважины.

Диспергаторы позволяют увеличить допускаемое значение объемного расходного газосодержания на приеме от 0, 10 до 0, 25 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. Конструкции диспергаторов разнообразны и они должны отвечать главному условию-создавать на приеме ЭЦН эффективную турбулизацию потока. Диспергаторы могут устанавливаться как вне, так и внутри насоса взамен нескольких первых рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры.

В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в области приема насоса в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно.

Вредное влияние свободного газа на работу насоса уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменит ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают больший объем поступающей в насос ГЖС. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.

Добыча парафинистых нефтей УЭЦН

Нефти месторождений Западной Сибири содержат парафин, который при определённых условиях выпадает из нефти, откладываясь на поверхности оборудования. Интенсивность отложений может достигать значительных величин, что приводит к уменьшению проходного сечения, пробкообразованию в НКТ и остановке работы скважины. Уменьшение проходного сечения НКТ влечёт за собой снижение производительности насоса, возрастанию рабочего тока ПЭД. Когда пробка перекроет проход пластовой жидкости рабочий ток УЭЦН падает до величины тока холостого хода, должна сработать защита срыва подачи (ЗСП ) и отключить УЭЦН, в противном случае произойдёт перегрев и отказ УЭЦН (отказ ПЭД, плавление удлинителя кабеля). Важно качественно настроить ЗСП, своевременно проводить работы по предупреждению отложений парафина.

Кроме УЭЦН достаточно часто применяются установки погружных винтовых электронасосов, установки погружных диафрагменных электронасосов, установки гидропоршневых насосов, струйные насосы.

Лекция № 14

Методы увеличения дебита скважин

Дополнительный приток нефти в скважины, а, следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны, снижая ее проницаемость.

Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны — заполнении порового пространства коллекторов твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д.

Методы увеличения производительности скважин можно разделить на следующие:

1. химические;

2. механические;

3. тепловые;

4. комплексные.

Выбор метода воздействия определяется пластовыми условиями.

Химические методы дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках с карбонатным цементом.

Механические методы применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол.

Механические методы

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование.

Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей в результате чего в пласте образуются трещины. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, стеклянные и пластмассовые шарики, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1 ÷ 4 мм.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2... 3 раза.

Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50... 200 г/л закачивается в скважину с расходом 3... 4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200... 260 м/с, а перепад давления — 18... 22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0.6 до 0.9 мм/с.

В результате гидропескоструйной перфорации сообщение продуктивного пласта со скважиной происходит через щели в колонне и цементном камне по всей его толщине.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамит) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

Химические методы

К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10 ¸ 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25 ¸ 28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После

Рисунок 30 – Схема расстановки оборудования при СКО

окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12 ¸ 16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 °С и 2 ¸ 3 ч при забойных температурах 100 ¸ 150 °С.

Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами.

Соляной кислотой НСl. 15 %-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции:

СаСО₂ + 2НС1 = СаС1₂ + Н₂О + СО₂

CaMg (CO)₂ + 4НС1 = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂.

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС1₂и хлористый магний MgCl₂ хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной, предназначается для воздействия на глинистый и карбонатный цемент песчаников, с целью увеличения порового пространства прозабойной зоны пласта и для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H₂SO₄ положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смещения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaSO, ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Концентрированная (98 %) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.

Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе не смачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

Физические методы

К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.

Лекция № 15

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 7 8 9 101112 Следующая ⇒