Применение установок меньших габаритов

Эффективным направлением снижения аварийно­сти УЭЦН в искривленных скважинах является уменьшение габаритов оборудования, так как при прохождении искривленных участков ствола скважи­ны в элементах конструкции малого габарита возни­кающие от их деформации напряжения меньше, чем в установках больших габаритов. Установка уменьшенного габарита и меньшей длинны в искривленных скважинах будет испытывать меньшие нагрузки от деформации. В настоящее время в России выпускаются погружные установки с минимальным поперечным габаритом 113,5 мм. ОКБ БН “КОННАС” разработал конструкции УЭЦН 4 и УЭЦН 3, позволяющие эксплуатировать скважины с колонной обсадных труб, имеющих внутренний диаметр 112 и 98,3 мм, соответственно.

Использование регулируемого привода УЭЦН рассматривается в основном как средство регулиро­вания производительности и напора в процессе рабо­ты скважины. Плавный запуск установки снижает механические нагрузки насоса, и тем самым умень­шаются отрицательные последствия "жесткого" за­пуска. Также регулируемый привод позволяет стаби­лизировать динамический уровень жидкости в сква­жине, что необходимо для нормальной работы УЭЦН.

Рассмотренные пути и средства повышения долго­вечности УЭЦН дают представление о сложности, рассматриваемой проблемы. В то же время анализ показывает, что в настоящее время наиболее эффек­тивным средством повышения долговечности безава­рийности насосов может стать использование проме­жуточных опор.

Искривление ствола скважины

Кривизна скважины существенно влияет на надёжность работы насосного оборудования УЭЦН. В процессе бурения из-за несоблюдения технологии иногда происходит сверхнормативное искривление ствола скважин (более 2^ на 10 м), что ухудшает условия работы насосного оборудования, а в некоторых случаях ограничивает глубину его возможного спуска.

В наклонно-направленых скважинах за счёт изменения гидродинамических потоков, действия гравитационных сил (по сравнению с вертикальной скважиной) возникают условия, как правило, усиливающие негативные влияния ряда других факторов. К ним относятся:

• коррозийные и эрозийные процессы;

• парафино и солеотложения;

• повышенные механические нагрузкиза счёт сил трения;

• в значительной мере осложняются условия работы узлов оборудования в наклонном положении.

Результаты статистического анализа опыта эксплуатации УЭЦН показывают, что влияние искривления ствола скважины в зоне подвески насоса на МРП начинает проявляться при достижении значения около 12” на 10 м, а при приближении к рубежу 1^ на 10 м это влияние начинает преобладать над влиянием других параметров.

Не менее важное значение имеет учёт искривления в зоне спуско-подъёмных операций (СПО). При больших (более 2 на 10 м) искривлениях ствола в интервале спуска-подъёма, в особенности при высокой скорости СПО, повышается вероятность обрыва УЭЦН или возникновения остаточных деформаций узлов установки, что сокращает МРП.

Перед спуском насоса в скважину рекомендуется произвести поинтервальный (10м) расчёт параметров кривизны скважин для выполнения «опасных» участков по компьютерной программе «Трасса», разработанной ОАО «Томск НИПИнефть». При выявлении опасных участков необходимо соблюдать меры предосторожности при спуско-подъёмных операциях с УЭЦН.

Для определения предельно допустимой кривизны скважины рекомендуется применять шаблон – калибратор с самописцем, позволяющем регистрировать максимальные усилия при спуске по всей глубине скважины.

Анализ причин их падения показывает, что наи­большее число аварий обусловлено раз­рушением НКТ и соединительных эле­ментов УЭЦН. Основной причиной раз­рушения соединительных элементов яв­ляется их ослабление при прохождении ЭЦН при спуске в скважину участков ма­ксимального искривления. При этом на часть болтов нагрузка возрастает, и они разрушаются. В этих скважинах чаще происходит падение установок на забой.

В НГДУ «Арланнефть» разработаны и внедрены устройства для повышения ус­тойчивости работы УЭЦН в скважинах со сверхнормативным искривлением ствола. Устройства обеспечивают снятие изгибающих нагрузок, действую­щих на установку как при прохождении интервалов с интенсивным набором кривизны при спуске, так и в период ее эксплуатации в зоне с набором кривиз­ны выше допустимого. Для устранения изгибающего момента, передаваемого от НКГ к ЭЦН, разработано шарнирное уст­ройство, размещаемое в точке подвеса установки к НКТ (рис.).

Рис. 3.2.

Шарнирное устройство допускает перекос оси установки относительно оси НКТ до 5’. Особое внимание уделено совершенствованию узла соединения насоса с электродвигателем, на долю которого приходится наибольшее число разрушений.

Вместо стандартного соединения насоса с протектором предложена шарнирно - кулачковая муфта, состоящая из карданного и сферического шарниров, кулачковой муф­ты, объединенных в одну сбоку. Муфта до­пускает отклонение осей насоса и электро­двигателя до 4°, что исключает возникнове­ние изгибающих нагрузок ЭЦН. оснащен­ный комплектом из шарнирного устройст­ва и шарнирно-кулачковой муфты, свобод­но проходит по стволу искривленной сква­жины, в результате повышается устойчи­вость его работы.

Образование сульфидсодержащих осадков

Арланское нефтяное месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью скважин, интенсификаци­ей процессов коррозии оборудования, об­разованием в скважинах и глубиннонасосном оборудовании различных отложений и др. Все это приводит к значительным из­держкам производства и увеличению себе­стоимости добычи нефти. В таких условиях одним из основных способов повышения эффективности эксплуатации скважин яв­лялось увеличение их межремонтного периода (МПР), в первую очередь скважин, оснащенных УЭЦН, на которые приходится основная доля добываемой продукции (табл.1). Поэтому в НГДУ «Арланнефтъ» дей­ствует комплексная система по обеспече­нию эффективной эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, охватывающая всю технологическую цепочку по схеме пласт-скважина-УЭЦН.

По результатам работы в 1998 г. произошло снижение МРП на 45 сут. из-за значительного влияния некоторых факто­ров, осложняющих эксплуатацию УЭЦН. в первую очередь связанных с образованием сульфидосодержащих осадков.

На 1.01.98 г. в НГДУ «Арланнефгь» насчи­тывалось 460 скважин с УЭЦН. Проведен­ный анализ показал, что МРП по ним изме­няется в очень широких пределах: от 450 до 1000 сут. и более. Наименьший МРП (488 сут) и наибольшее чисто преждевре­менных отказов УЭЦН (47,1%) наблюдались по скважинам Николо-Березовской площа­ди. В 45 скважинах было проведено по два и более текущих ремонта, свя­занных с вос­становлением надежности работы УЭЦН. МРП по ним составит 40 -120 сут. Из них в 38 скважинах наблюдалось интенсивное отложение со­лей, причем в скважинах с преимущественным содержа­нием сульфида железа. Ингибиторы солеотложения, например инкредол, дифонат, хо­рошо зарекомендовавшие себя для предот­вращения отложений гипса и карбонатов, оказались малоэффективными в условиях сульфидосодержащих осадков. Поэтом в НГДУ «Арланнефть» были проведены иссле­дования по установлению законо­мерностей отложения твердых осадков в рабочих органах УЭЦН, их влияния на ос­новные эксплуатационные показатели, по подбору композиций химических реаген­тов для борьбы с отложениями солей.

Для предотвращения образования суль­фидосодержащих осадков была разработа­на композиция химических реагентов на основе ингибитора солеотложений, бакте­рицида и активизирующей добавки. Пос­ледняя увеличивает адсорбционную спо­собность ингибитора солеотложений и нейтрализует сероводород, что в итоге со­кращает расход ингибитора солеотложе­ний на 10 - 20% и увеличивает продолжи­тельность защитного эффекта. Технология обработки скважин предложенной компо­зицией предусматривает предварительную очистку призабойной зоны пласта от суль­фидосодержащих осадков путем закачки в него 5 - 7,5%-ного раствора соляной кисло­ты. Раствор соляной кислоты предваритель­но выдерживается в интервале перфорации для растворения накопившихся осадков сульфида железа, затем продавливается в пласт водой. Далее в скважину закачивается расчетный объем композиции из 2 - 4%-ного раствора ингибитора солеотложений и 0.1 - 0,5%-ного раствора активизирующей добавки и продавливается в пласт водой из расчета 5 - 6мЗ на 1 м толщины пласта. На завершающем этапе обработки в скважину закачивается 10 м3 1%-ного раствора бакте­рицида с последующей продавкой в пласт. Скважина выдерживается в течение 24 ч для адсорбции химических реагентов на по­верхности пор породы, после она вводится в эксплуатацию.

Для удаления сульфидосодержащих отло­жений из рабочих органов ЭЦН без подъе­ма насосов разработана и внедрена техно­логия с применением композиции, раство­ряющей осадки и включающей соляную ки­слоту, ингибиторы коррозии и солеотложений, а также бактерицид. Обработка осуще­ствляется путем закачки в остановленную скважину композиции, состоящей из 0,05 -0,1 м3 5 - 7,5%-ного раствора соляной кис­лоты и 0,01 - 0,02 м3 ингибитора коррозии, с доведением ее в насос и последующей вы­держкой в течение 4 - 6 ч для растворения осадков. Затем осуществляется запуск насо­са и переключение устьевых задвижек для направления жидкости обратно в скважину. Перекачка жидкости по замкнутому конту­ру выполняется из расчета достижения 1,5 -2-кратного объема скважины. Далее в затрубное пространство закачивается смесь объе­мом 0,2 - 0,4 м3 20 - 25%-ного раствора ин­гибитора солеотложений, ингибитора кор­розии и бактерицида по 0,01 м3 каждого. Результа­ты промысловых испытаний этой техноло­гии в 10 скважинах НГДУ "Лрланнефть" по­казали ее высокую эффективность. Произ­водительность установки восстанавливается на 89 - 98%, продолжительность межочист­ного периода увеличивается до 3 мес. и более.

Также наиболее простым и эффективным методом борьбы с солеотложениями является применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений), которые дозируются в поток или задавливаются в призабойную зону «солеотлогающих скважин». Подбор ингибиторов может осущестляться на основании методики прогнозирования выпадения солей на ЭВМ. Испытанными ингибиторами отечественного производства являются ОЭДФ, ИСБ-1Н,

СНПХ-5306, ПАФ-13А и ингибиторы зарубежных фирм – SP-181,SP-203, деквест 2000, деквест 2042, Visko-953R, корексит 7642.

Из физических методов борьбы с солеотложениями рекомендуется применение магнитоактиваторов, устанавливаемых для фонтанных скважин – на башмаке НКТ и для УЭЦН ниже приёма насоса, в результате чего скорость солеобразования снижается в 2-3 раза.

Для расчёта параметров солеотложения в скважине рекомендуется использовать программу Zem 3, разработанную Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть.

Коррозионный износ

В некоторых скважинах МРП снижается из-за поступления в рабочие органы ЭЦН продуктов коррозии обсадных и насосно-компрессорных труб.

В случае возникновения проблемы рекомендуется:

• Использовать НКТ повышенной группы прочности – Е и Р;

• глушение скважины производить солевым раствором NaCL, KCL и K2CO3 (поташ); применение CaCL2, обладающего повышенной коррозийной активностью, допускается только в исключительных случаях;

• применение ингибиторов коррозии ВИСКО-938, СНПХ-6301 «КЗ», Нефтехим 1 с помощю дозировочных устройств;

• применение магнитоактиваторов (МАС), снижающие скорость коррозии в 2,5 и более раз. Устанавливаются под приёмом УЭЦН, в фонтанном лифте – на башмаке НКТ.

Проводимые хи­мические обработки для защиты от корро­зии подземного оборудования скважин обеспечивают его защиту только в интерва­ле от уровня жидкости до приема насоса. Для полного охвата защитой от коррозии подземного оборудования в НГДУ «Арлан­нефть» разработан новый способ, в соответствии, с которым в затрубное пространство подается ингибирующая композиция в виде мелкодисперсной высокоустойчивой пены. Основными компонентами являются де­газированная нефть, ингибиторы коррозии и солеотложений. Вспененная композиция длительное время сохраняет свою структуру и защищает подземное оборудование. При медленном разрушении пены проис­ходит длительное и равномерное поступле­ние реагентов в нефть, находящуюся в затрубном пространстве, из которого они на­правляются на прием насоса. Пену получа­ют пеногенератором с использованием технического азота и закачивают в скважину шестеренчатым насосом. Этим способом обработаны две скважины, продолжи­тельность эффекта составила 82 и 94 сут, что в 2,5 - 3 раза больше, чем при обыч­ных обработках скважин ингибиторами. При этом расход химических ре­агентов на одну обработку снижается в 2 -4 раза в зависимости от дебита скважины.