Для защиты погружного оборудования

ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

(Информационный отчет ООО «ТатПром-Холдинг»)

Актуальность проблемы механических примесей в механизированной добыче нефти

Механические примеси являются одним из наиболее неблагоприятных факторов, осложняющих добычу нефти в современных условиях.

 

Применительно к установкам электроцентробежных насосов (УЭЦН) механические примеси служат главной причиной поломок и образования дефектов конструкции. Принято считать, что крупные механические частицы вызывают заклинивание насоса, а мелкие – вибрацию и повышенный абразивный износ. Согласно известным статистическим данным, собранным за последние годы для различных месторождений (см. таблицу 1), процентная доля поломок электроцентробежных насосов от механических примесей намного превосходит влияние других факторов, главными из которых являются коррозия и солеотложения.

 

Таблица 1. Основные причины отказов УЭЦН

Причина отказа	Доля в процентах от общего числа
механические примеси	35-50
коррозия	20-25
солеобразование	15-20

 

В таблице (2) приведены данные по осложненному фонду некоторых отечественных нефтедобывающих предприятий, в которых указана доля скважин с интенсивным выносом механических примесей (здесь следует учитывать, что на одной скважине может быть несколько видов осложнений).

Таблица 2. Статистика по осложненному фонду скважин

Предприятие	Газпромнефть-Ноябрьск нефтегаз	Роснефть-Ставрополь нефтегаз	Роснефть-Пурнефтегаз	Томск нефть	Белкам нефть
Неосложненный фонд, %
Мехпримеси, %
Соли, %
Коррозия, %
Парафины, %
Газ, %
Температура, %
Эмульсия, %

Механические примеси представляют собой твердые вещества, которые содержатся в пластовой жидкости и входят в состав отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования. Происхождение механических примесей в основном обусловлено четырьмя причинами:

1) выносом твердых частиц из пласта при освоении и эксплуатации скважин,

 

 

2) выносом с поверхности в результате проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и технологических операций на скважинах

3) частицы, вносимые в составе растворов глушения, проппант после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) и др.

4) коррозией подземного оборудования,

5) взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей.

Основной измеряемой характеристикой механических примесей является количество взвешенных частиц (КВЧ) в мг/л. Среди основных факторов, определяющих величину концентрации примесей, традиционно выделяют следующие:

1) глубина залегания пласта и пластовое давление

2) проницаемость пласта

3) физико-химические свойства добываемой жидкости

4) обводненность

5) характеристики частиц песка

6) дебит скважины

7) плотность перфорации

8) депрессия

9) тип рабочей жидкости, используемой в процессе ремонтно-восстановительных работ

Следует отметить, что КВЧ является функцией, сильно зависящей от рассматриваемого временного интервала. В результате систематического анализа промыслового материала выявлено, что резкое увеличение содержания механических примесей (до двух порядков величины) в основном обусловлено следующими причинами:

1) запуск насосов и вывод скважин на режим после ремонта, капитального или текущего,

2) кратковременные остановки подачи, например, при отключении электроэнергии, и последующие запуски скважин,

3) нестабильный режим эксплуатации скважин, а именно, высокие значения динамического уровня, низкая обводненность: Обе причины приводят к увеличению вредного влияния газа и, как следствие, вызывают нестабильный вынос механических примесей.

При этом частота и амплитуда пиков выброса значений концентрации примеси зависят от таких параметров, как пластовое давление, динамический уровень, обводненность и др.

В последние годы в сообществе инженеров-нефтяников утвердилось мнение о том, что количество взвешенных частиц само по себе не является показателем эрозионной агрессивности среды. Помимо КВЧ на абразивные свойства механических примесей влияют также гранулометрический состав (распределение частиц по размеру), твердость (характеристика абразивных свойств частиц, влияющая на интенсивность износа), минеральный состав (содержание кварца, полевого шпата, обломков горных пород и др., которое

 

 

косвенным образом на основе табличных данных позволяет определить твердость, плотность и размер частиц), сферичность, острота граней. За рубежом в качестве абразивной характеристики частиц, попадающих в насос, используется так называемый индекс абразивности (AI, abrasive index), который рассчитывается по формуле:

 

AI = 0.3*(% частиц диаметром менее 0.25 мм) + 10*(1 – округлость) +

+ 10*(1 – сферичность) + 0.25*(% нерастворимого осадка).

 

Рис. 1. Диаграмма для визуального определения сферичности и округлости

 

 

Округлость и сферичность частиц определяются визуально с помощью микроскопа на основе диаграммы (см. рис. 1).

Прогнозирование влияния механических примесей на элементы насосного оборудования для добычи нефти является сложной задачей, требующей учета множества различных факторов. В настоящее время отсутствует единая теоретическая модель, позволяющая предсказывать интенсивность воздействия абразивных частиц на нефтедобывающее оборудование, и, как следствие, строго обоснованный алгоритм выбора технологий его защиты. На практике решение в пользу той или иной технологии выносится на основе результата промысловых испытаний.