3.3 Особенности работы уэцн в условиях данного нгду и факторы, снижающие эффективность их работы.

Для условий ОАО НГДУ«ЛН» основными факторами, осложняющими эксплуатацию скважин УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизна ствола скважины, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активность среды.

Наиболее серьёзные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложениями парафина, солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т. д.

Отложения парафина и солей на рабочих органах установки, на стенках подъёмных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а в некоторых случаях полностью перекрывают) проходное сечение, создавая дополнительное сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву погружного электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. В результате отложения парафина и солей в призабойной зоне скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны пласта, и как следствие, падение дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции мех. примесей, кривизна ствола скважины обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погружного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважины.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД центробежного насоса и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважины может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН. Затраты на предотвращение и борьбу с осложнениями при эксплуатации скважин УЭЦН могут быть минимизированы при соблюдении определенных правил и рекомендаций, разработанных с учетом передового опыта нефтедобывающих предприятий ОАО «ЛН».

Эксплуатация скважин в условиях, осложненных АСПО

Основным фактором, оказывающим влияние на формирование АСПО, является изменение температуры. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации парафина происходит перенасыщение раствора и появляются первые кристаллы парафина. Кроме того, при снижении давления ниже давления насыщения, происходит выделение свободного газа, вследствие этого увеличивается концентрация асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти, что также приводит к появлению кристаллов парафина. При этом основной причиной расширения зоны парафинизации на поздней стадии разработки является уменьшение забойного давления ниже давления насыщения.

На интенсивность формирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводнённость скважины. Влияние дебита на интенсивность парафинизации носит сложный характер: с одной стороны при увеличении дебита увеличивается интенсивность роста кристаллов за счёт увеличения количества контактов порций нефти с поверхностью, на которой формируются отложения. С другой стороны, улучшается тепловой режим работы скважины и усиливается срыв отложений с поверхности НКТ.

Минимальная интенсивность парафинизации соответствует обводнённости от 20 до 50 %.

Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего диаметра, при этом за счет увеличения скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потока. Однако при этом необходимо оценить величину роста гидродинамических потерь в подъемном лифте и его влияние на рабочую характеристику ЭЦН.

Для предотвращения и удаления АСПО могут применяться различные методы: промывки скважины растворителями (например, дистиллятом, реагентом СНПХ 7870, производства ОАО «Нефтепромхим»); ввод в продукцию скважины ингибиторов парафиноотложений (диспергаторов);

подогрев продукции скважины стационарными электронагревателями или периодический прогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных устройств; периодическая механическая очистка НКТ специальным скребком с применением геофизического подъемника, например скребком-протяжкой,.

Эксплуатация скважин в условиях, осложненных солеотложениями

Перспективным средством защиты от отложения солей в ЭЦН является применение рабочих колёс электроцентробежных насосов из угленаполненного полиамида, которые имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает гидродинамические характеристики насоса. В НГДУ «ЛН» успешно внедрены более 600 насосов с такими колёсами.

Метод использования ингибиторов занимает особое место вследствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых условиях. Механизм действия ингибиторов солеотложения, замедляющих процесс осадкообразования, заключается в том, что молекулы ингибиторов диффундируют через объём раствора и адсорбируются на поверхности микрочастиц солей. Образуются довольно устойчивые ассоциации, дальнейший рост которых прекращается. Адсорбционный слой ингибитора на поверхности кристалла не только подавляет его рост, но и препятствует соединению кристаллов между собой и прилипанию их к поверхности оборудования и труб. Образовавшиеся ассоциации вследствие их малых размеров легко переносятся потоком жидкости.

На промыслах НГДУ «ЛН» основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ 1, Инкредол, СНПХ 5301 путём обработки призабойной зоны скважины. Однако, необходимо иметь в виду, что влияние ингибиторов солеотложения на коллекторские свойства продуктивных пластов исследовано пока не достаточно, поэтому эту технологию рекомендуется применять в основном для скважин с большими коэффициентами продуктивности.

Контроль за технологией осуществляется путём систематического определения содержания ингибитора в попутно добываемой воде, периодического исследования шестичленного состава попутно добываемой воды по общепринятой методике.

Эксплуатация скважин в условиях повышенного выноса механических примесей

Наличие в продукции скважин мех. примесей усиливает износ рабочих органов ЭЦН, сокращает срок его службы. Работа изношенного насоса сопровождается повышенным уровнем вибрации и может привести к серьезной аварии — «полету» скважинного оборудования на забой скважины.

Для повышения надежности и ресурса работы в скважинах, продукция которых содержит мех. примеси в концентрации свыше 0,1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Моосу, необходимо применять УЭЦН в износостойком исполнении. В насосах износостойкого исполнения рабочие колеса изготовлены из полиамидной смолы, в корпусе насоса установлены промежуточные резино-металлические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения при той же длине имеет меньше ступеней и соответственно напор. В современных конструкциях применяются более износостойкие материалы: осевые опоры изготавливают из карбида кремния, силицированного графита или твердого сплава; радиальные подшипники из абразивностойкого материала «КАРСТ». В скважинах с повышенным выносом мех. примесей целесо

образно также применение ЭЦН с рабочими органами двухопорной конструкции, имеющими меньшие перетечки. Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц в продукции свыше 500 мг/л рекомендуется устанавливать так называемые «активные» опоры, представляющие из себя ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала «КАРСТ»

Эксплуатация скважин с повышенной вязкостью продукции

УЭЦН не предназначены для откачки вязких сред. С ростом вязкости откачиваемой среды характеристики работы УЭЦН ухудшаются. Центробежный насос интенсивно диспергирует перекачиваемую жидкость и в скважинах с обводненностью от 40 до 75 — 80 % способствует образованию тонкодисперсных высоковязких водонефтяных эмульсий, осложняющих эксплуатацию скважин. Как уже было отмечено в первом разделе настоящего руководства, для условий «ЛН» УЭЦН могут работать при величинах эффективной вязкости перекачиваемой среды не более 350 мПа•с (при этом подача насоса падает до 0,7 от подачи на воде, а потребляемая мощность возрастает в 1,7 раза ).

Осложнения при эксплуатации скважин с повышенной вязкостью продукции УЭЦН могут быть уменьшены применением химических реагентов — деэмульгаторов. Однако при вязкости продукции более 300 — 350 мПа с кардинальным, технически и экономически оправданным решением следует признать перевод скважины на эксплуатацию другими типами насосных установок. В зависимости от дебита это могут быть УСШН или УЭВН.