Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации
В подписке
Основная коллекция
Издательство:
Сибирский федеральный университет
Год издания: 2015
Кол-во страниц: 138
Дополнительно
Вид издания:
Монография
Уровень образования:
ВО - Магистратура
ISBN: 978-5-7638-3263-1
Артикул: 632949.01.99
Рассмотрены методы защиты насосного оборудования от вредного влия-
ния механических примесей с помощью разработанных авторами техниче-
ских средств и технологий. Проведен анализ причин обводнения скважин
и предложена методика упреждения появления в скважинной продукции пес-
ка и воды.
Предназначена для научных работников, аспирантов, магистрантов,
а также для инженеров нефтегазовой отрасли.
Тематика:
ББК:
УДК:
ОКСО:
- ВО - Магистратура
- 21.04.01: Нефтегазовое дело
- ВО - Специалитет
- 21.05.04: Горное дело
ГРНТИ:
Скопировать запись
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов.
Для полноценной работы с документом, пожалуйста, перейдите в
ридер.
Н. Д. Булчаев Ю. Н. Безбородов 9 785763 832631 ISBN 978-5-7638-3263-1 Монография Институт нефти и газа Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации Рассмотрены методы защиты насосного оборудования от вредного влияния механических примесей с помощью разработанных авторами технических средств и технологий. Проведен анализ причин обводнения скважин и предложена методика упреждения появления в скважинной продукции песка и воды.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Н. Д. Булчаев, Ю. Н. Безбородов ЗАЩИТА НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ Монография Красноярск СФУ 2015
УДК 621.276:62-541.42 БКК 33.565.9 Б907 Р е ц е н з е н т ы: С. И. Грачев, доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой РЭНГМ ТюмГНТУ; М. Д. Валеев, доктор технических наук, профессор, технический директор ООО НПП «ВМ система» (г. Уфа) Булчаев, Н. Д. Б907 Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации: монография / Н. Д. Булчаев, Ю. Н. Безбородов. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2015. – 138 с. ISBN 978-5-7638-3263-1 Рассмотрены методы защиты насосного оборудования от вредного влияния механических примесей с помощью разработанных авторами технических средств и технологий. Проведен анализ причин обводнения скважин и предложена методика упреждения появления в скважинной продукции песка и воды. Предназначена для научных работников, аспирантов, магистрантов, а также для инженеров нефтегазовой отрасли. Электронный вариант издания см.: УДК 621.276:62-541.42 http://catalog.sfu-kras.ru ББК 33.565.9 ISBN 978-5-7638-3263-1 © Сибирский федеральный университет, 2015
Оглавление 3 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение ........................................................................................................ 5 1. Общие сведения о месторождении ....................................................... 7 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза....................... 7 1.2. Нефтегазоносность пластов .................................................................. 10 1.3. Коллекторские свойства продуктивных коллекторов........................ 12 1.4. Физико-химические свойства нефти и газа залежей месторождения ....................................................................................... 13 1.5. Запасы нефти и газа ............................................................................... 14 1.6. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов ........................................................................... 17 1.6.1. Отбор проб попутно добываемой, подготавливаемой, закачиваемой в систему поддержания пластового давления воды. Определение физико-химического состава воды, растворенных газов, коррозионной активности ....................... 17 1.6.2. Анализ отложений с насосно-компрессорных труб и установки электроприводного центробежного насоса скважин Ванкорского месторождения ...................................... 19 2. Обзор литературных источников и промысловых данных об условиях пескопроявления в скважинах ...................................... 33 2.1. Анализ осложнений в эксплуатации пескопроявляющих скважин и средства защиты насосного оборудования ...................................... 33 2.2. Фракционный состав взвешенных частиц в добываемой продукции и в подземном оборудовании скважин ............................ 39 2.3. Технологические и химические методы уменьшения пескопроявлений в скважинах .............................................................. 41 2.3.1. Регулирование депрессии на пласт ............................................ 41 2.3.2. Крепление горных пород ............................................................ 42 2.4. Механические методы защиты насосов от воздействия твердых частиц, содержащихся в добываемой продукции .............................. 44 2.4.1. Фильтры и сепараторы, устанавливаемые у приема насосной установки ...................................................................................... 44 2.4.2. Фильтры, устанавливаемые на забоях нефтяных и водозаборных скважин ............................................................ 48 2.4.3. Центробежная сепарация механических примесей .................. 51 3. Теоретические основы движения твердых частиц и взвесесодержащих жидкостей в фильтрующих устройствах ..... 54 3.1. Математическое моделирование скорости движения твердой частицы в восходящем потоке жидкости ............................................ 54
Оглавление 4 3.2. Моделирование движения взвесесодержащей жидкости для различных типов фильтров ............................................................ 56 3.2.1. Каркасно-стержневой фильтр ..................................................... 56 3.2.2. Кольчатый фильтр ....................................................................... 59 3.2.3. Перфорационный фильтр ............................................................ 61 3.2.4. Гравийный фильтр ....................................................................... 64 4. Разработка и результаты испытаний новых технических средств и технологий борьбы с осложнениями в пескопроявляющих водозаборных скважинах .............................. 68 4.1. Осредненные значения параметров фракционного состава твердых взвешенных частиц и применение забойных фильтров ...... 68 4.2. Разработка конструкции и исследование комбинированного фильтра. Анализ эффективности его работы ...................................... 74 4.2.1. Устройство и принцип работы комбинированного фильтра, устанавливаемого ниже приема установки электроцентробежного насоса ................................................... 74 4.2.2. Результаты лабораторных исследований промышленного применения сепаратора ............................................................... 87 4.2.3. Технология очистки фильтра на приеме насоса без подъема оборудования ............................................................................... 91 4.3. Гравийный фильтр: области применения и перспективы ................. 99 4.4. Разработка способа предотвращения образования песчаных пробок в водозаборных скважинах ...................................................... 103 4.5. Исследование теплообменных процессов между погружным электродвигателем насоса и взвесесодержащей жидкостью ............ 105 5. Выбор и испытания износостойких покрытий рабочих органов установки электроприводного центробежного насоса и разработка способа обратной промывки приёмных фильтров ...................................................................................... 113 5.1. Обзор технических средств повышения износостойкости рабочих органов насосов с помощью материалов на основе черных и цветных металлов и различных сплавов ............................. 113 5.2. Обоснование использования сверхвысокомолекулярного полиэтилена для покрытия рабочих колес установки электроприводного центробежного насоса ........................................... 117 5.3. Варианты исполнения рабочих органов насосного оборудования с напылением сверхвысокомолекулярного полиэтилена и их исследование .......................................................................................... 125 Основные выводы и рекомендации ........................................................ 129 Список литературы ..................................................................................... 130
Введение 5 ВВЕДЕНИЕ Одной из наиболее острых проблем, возникающих при эксплуатации установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) для добычи нефти, является наличие в откачиваемой жидкости твердых взвешенных частиц (механических примесей), приводящих к снижению межремонтного периода работы скважины. В составе механических примесей наибольшую долю составляет кварцевый песок, входящий в структуру скелета горных пород. Твердые взвешенные частицы (ТВЧ) могут включать в себя также кристаллы различных солей, глину и другие минералы, а также продукты коррозии. Фильтрация жидкости в неустойчивых породах, особенно при больших градиентах скорости, приводит к разрушению породы, продвижению частиц к забою и выносу в ствол скважин. Осложнения в эксплуатации таких скважин связаны с постепенным накоплением песка на забое скважин, а также в рабочих колесах погружных насосов. Одновременно происходит износ трущихся пар рабочих органов насосов и снижение их подачи, а также перегрев погружных электродвигателей (ПЭД) и их отказы. В этой связи для нефтяной отрасли первостепенными являются задачи, связанные с необходимостью обеспечения защиты насосного оборудования от ТВЧ при добыче взвесесодержащих жидкостей, требующие проведения анализа существующих технологий и поиска новых технических решений для эффективной производственной деятельности нефтяной компании. В связи с наличием в перекачиваемой жидкости механических примесей появляются проблемы по защите дорогостоящего оборудования от абразивного износа и заклинивания рабочих органов твердыми частицами, повышению межремонтного периода работы скважины. При высоком содержании механических примесей применение стандартных газопесочных якорей становится неэффективным из-за малых значений центробежных сил. Общим недостатком применяемых фильтров, устанавливаемых на забое или приеме насосов, является достаточно быстрое засорение непроточных ячеек и необходимость их частых промывок с подъемом оборудования. Наиболее показательными в этом отношении являются скважины Ванкорского нефтяного месторождения. Содержание ТВЧ, поступающих из пласта по фонду скважин, находится в пределах от 104 до 200 мг/л. Поэтому
Введение 6 средняя наработка на отказ насосного оборудования к началу 2011 г. составляла 93 сут, а по отдельным скважинам от 15 до 30 сут. В настоящей монографии рассмотрены вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН путем совершенствования технологий защиты электроцентробежных насосов от выносимого из пласта песка. Основными задачами исследования являются: 1. Определение влияния механических примесей на показатели работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) и осложнения в эксплуатации скважин при откачке воды из водоносных горизонтов нефтяных месторождений. 2. Выявление зависимости скорости восходящего потока воды от фракционного состава твердых взвешенных частиц при выносе с забоя скважины на прием насоса. 3. Разработка усовершенствованной конструкции сепаратора и экспериментальное определение фильтрационной способности. 4. Разработка технологии очистки фильтра на приёме насоса без подъёма оборудования на поверхность. 5. Выбор и испытание композиций полимерных материалов для покрытия рабочих колес электроцентробежных насосов, защищающих их от износа в абразивных средах. Объектом исследования являются электроцентробежные насосы, применяемые в добывающих скважинах, предметом – способы и технологии предотвращения выноса механических примесей из пласта. Проведенные исследования позволили определить аналитические и эмпирические зависимости между параметрами движения песчано-жидкостной смеси в скважине и фильтрующих устройствах. Выявлена зависимость времени работы УЭЦН в водозаборных скважинах Ванкорского месторождения от количества твердых взвешенных частиц в добываемой воде. Научно обоснованы зависимости скорости уноса твердых взвешенных частиц с забоя к приему УЭЦН от их условного диаметра и коэффициента сопротивления от критерия Рейнольдса для расчета размера ячейки сетчатых фильтров.
1. Общие сведения о месторождении 7 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Ванкорское газонефтяное месторождение открыто в 1988 г. и административно расположено на территории Туруханского района Красноярского края, и лишь его северная часть частично находится на территории Дудинского района Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Владельцем лицензии на право геологического изучения и добычи нефти и газа является ЗАО «Ванкорнефть». Рельеф местности равнинный (преобладающие высоты 20–60 м, максимально 100 м). Значительная площадь ее сильно заболочена, имеются многочисленные озера. Поверхность равнины плоская, и лишь изредка возвышаются одиночные холмы (сопки) высотой до 100 м. Вершины холмов округлые или плоские, склоны расчленены густой сетью речных долин. Район изобилует реками и озерами. Наиболее крупной рекой в районе работ является река Лодочная, протекающая в 1 км на юговосток от места заложения скважины. Река Лодочная является притоком реки Большая Хета, не судоходна, ширина ее до 50 м, глубина от 0,3 до 2 м, скорость течения 0,3–0,5 м/с. Самые крупные озера имеют площадь 15–20 км2. Берега озер низкие, дно песчаное или вязкое, вода в них пресная. Снабжение буровой питьевой и технической водой осуществляется из ближайшего озера, расположенного в 300 м. По данным Игарской научно-исследовательской мерзлотной станции Сибирского отделения АН РФ, основанным на температурных замерах в поисковых и разведочных скважинах Ванкорского и Сузунского месторождений, определено, что толщина многолетнемерзлых пород на лицензионном участке составляет 470–575 м, при средней их температуре –2,5 С. Температурный режим верхнего слоя грунтов формируется исключительно под влиянием современных условий теплообмена в системе грунт – атмосфера. Особую роль в этом играет толщина снежного покрова. Исследования показали, что при средней толщине снега 64 см среднегодовая величина отепляющего влияния снежного покрова составляет около 7 С при средней многолетней температуре этого региона –8,7С.
Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации 8 Величина геотермического градиента ниже зоны отрицательных температур составляет 2,37–2,78 С/100 м. Прогнозная температура пород на глубинах 2 и 3 км, соответственно, равна 44 С и 68 С. Растительный и животный мир характерен для зоны лесотундры. Деловой древесины в районе работ нет. Площадь сельхозугодий менее 20 %. Климат района арктический: суровая продолжительная зима, короткое прохладное лето. Среднегодовая температура воздуха отрицательная: –10–11 °С. Наиболее теплый месяц года – июль, средняя температура воздуха в июле 16 °С, в отдельные дни до 30 °С. Наиболее холодные месяцы – январь, февраль, средняя температура –26 °С, а в отдельные дни температура воздуха опускается до –57 °С. Ванкорское месторождение рассматривается как первоочередной объект создания нового центра нефтедобывающей промышленности на севере Красноярского края, и от скорейшего его вовлечения в промышленную разработку зависит развитие нефтяной промышленности края в целом. Карта Ванкорского месторождения представлена на рис. 1. На месторождении пробурено 6 поисковых, 6 разведочных и одна поисково-оценочная скважины, вскрывшие отложения нижнего мела. В разрезе нижнего мела выделены нижнехетская, суходудинская, яковлевская и нижняя часть долганской свиты. Нижнехетская свита (K1br-v1) в объеме берриаса и низов валанжина в пределах месторождения повсеместно распространена и представлена преимущественно глинистыми породами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины и аргиллиты темно-серые, плитчатые, с голубоватым оттенком, тонкослоистые, слабо песчанистые, с обугленными растительными остатками и обломками фауны. Песчаники и алевролиты светло-серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, слюдистые, местами известковистые, плотные. В средней части свиты выделяется два песчаных продуктивных пласта (Нх- III, Hx-IV) общей толщиной около 80 м, а в верхней части – песчаная пачка Нх-I толщиной порядка 10 м с доказанной нефтенасыщенностью. К кровле пласта Нх-I приурочен отражающий сейсмический горизонт IД. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнехетской свиты в скважине ВН-4 441 м.
1. Общие сведения о месторождении 9 Болота Действующий газопровод Проектируемый нефтепровод Железная дорога Лицензионная территория СП" Енисейнефть" Сухой газ Газовый конденсат Нефть 70 N o 68 N o 80 E o Ямало-Ненецкий округ Пурпе Пырейское Береговое ЗападноМессояхское Южно-Мессояхское Пякяхинское Халь-Мерпаютинское Русское Самбург Заполярное Ярояханское Уренгойское Восточно Тазовское Уренгой Красноселькупск Южно-Русское Норильск Дудинка ВосточноСибирская возвышенность 68 N o 70 N o 68 N o Туруханск РусскоРеченское Тагульское Лодочное Ванкорское Сузунское СеверноСоленинское Мессояхское ЮжноСоленинское 84 E o Таймырский округ Таймырский округ р.Б.Хета Мангазейское р.Енисей КРАСНО КРАЙ ОБЛАСТЬ Игарка УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 0 100 км СКАЯ ТЮ ЯРСКИЙ Зимняя дорога Рис. 1. Обзорная карта района Ванкорского месторождения Яковлевская свита (K1a1-al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием глинистых разностей, обогащенных линзовидными прослоями углей. Песчаники серые, желтовато-серые, мелко-среднезернистые, – болота – действующий газопровод – проектируемый нефтепровод – железная дорога – зимняя дорога – сухой газ – газовый конденсат – нефть
Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации 10 кварцполевошпатовые, с прослоями углистых аргиллитов. С пластами Як I-VIIсвязана нефтегазоносность разреза свиты. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. В продуктивной части свиты прослеживается сейсмический горизонт IБ. Толщина отложений свиты 432–441 м. В разрезе верхнего мела выделены долганская свита, охватывающая отложения сеноманского яруса и частично верхов альба; дорожковская свита в составе нижнего турона; насоновская (верхний турон-сантон), а также салпадаяхинская и танамская свиты в составе кампанского и маастрихтского ярусов. Отложения долганской свиты (K1al3-K2s) согласно перекрывают породы яковлевской свиты и представлены песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина песков и песчаников достигает нескольких сот метров. Песчаники серые, светло-серые, разнозернистые, кварцполевошпатовые, нередко косослоистые. С прослоями песчаников на месторождении связаны продуктивные газоносные пласты Дл I-III. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, кварцполевошпатовые, встречаются аркозовые разности. В кровле долганской свиты выделен сейсмический отражающий горизонт IA. Толщина отложений свиты 305–322 м. 1.2. Нефтегазоносность пластов Промышленные притоки нефти и газа Ванкорского месторождения связаны с продуктивными пластами долганской свиты (пласты Дл-I), яковлевской свиты (пласты Як-1, Як-II-VII) и нижнехетской свиты (пласт Нх-I, Нх-III-IV). Технологической схемой разработки месторождения предусматривается разбуривание залежей пластов Як-II-VII, Нх-I, Нх-III-IV. Залежь пласта Як-II-VII. Залежь пласта Як-II-VII является газонефтяной, вскрыта на северном и южном куполах. На северном куполе в скважине СВ-1 из интервала 1 666–1 672 м получен приток нефти дебитом 134 м3/сут на штуцере 8 мм при депрессии 1,3 МПа, а из интервалов 1654–1658, 1 646–1 651 и 1 638–1 642 м получен приток газа дебитом 205,7 тыс.м3/сут на шайбе 10 мм при депрессии 1,7 МПа. На южном куполе притоки нефти получены в скважинах ВН-6 и ВН-10 в интервале 1 640–1 688 м с дебитом 21,7–74 м3/сут, а из
1. Общие сведения о месторождении 11 нижнего объекта – нефть с водой дебитом 36 и 4,2 м3/сут соответственно. В скважине ВН-10 приток нефти дебитом 37,1 м3/сут получен из интервала 1 686–1 700 м, на штуцере 6мм при депрессии 11,6 МПа. Эффективные толщины рассматриваемого пласта колеблются в пределах 51–71 м. Количество песчаных прослоев по скважинам достигает 17–20 м. Вскрытые газонасыщенные толщины составляют 0,8–18,5 м, нефтенасыщенные – 12,1–30,7 м. Водонефтяной контакт был принят на отметке –1 643+2,8 м, а ГНК на отметке –1 601 м. По типу залежь пластовая, сводовая. Ее размеры 26×9 км, высота 70 м. Залежь пласта Нх-I. Нефтяная залежь пласта Нх-I установлена в пределах обоих куполов и вскрыта в 6 скважинах. На северном куполе в скважине СВ-1 приток не получен, а на южном куполе притоки нефти составили 35,7–49,6 м3/сут на штуцерах 9 и 6 мм. Залежь является пластовой, сводовой, размеры ее 30×10 км, высота 85 м. Водонефтяной контакт (ВНК) принят по наиболее низкой отметке подошвы нефтенасыщенного коллектора –2 635 м, установленной по данным ГИС. В сводовой части залежи нефтенасыщенный коллектор, представленный прослоями песчаников и алевролитов, вскрыт на отметках –2 543–2 565 м, а на крыльях и периклиналях на отметках –2 614–2 620 м. Эффективные толщины песчаных прослоев составляют 0,2–3,8 м, при суммарных значениях – 1,0–11,0 м. Залежь пластов Нх-III-IV. Газонефтяная залежь пластов Нх-III-IV развита в пределах обоих куполов месторождения, является пластовой, сводовой. Кровля продуктивных коллекторов залегает на глубинах 2 725–2 785 м на абсолютных отметках –2 670–2 729 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 24,4 до 31,8 м, а максимальные газонасыщенные достигают 36 м. По результатам интерпретации материалов ГИС и испытаний поисково-разведочных скважин водонефтяной контакт принят на абсолютных отметках –2 753–2 760 м, газоводяной контакт принят на отметках –2 721–2 927 м. В пределах северного купола опробована скважина СВ-1, в которой из интервалов 2 755–2 761 и 2 768–2 777 м получены притоки нефти дебитом 178,8 и 277,2 м3/сут на штуцере 8 и 10 мм соответственно. На южном куполе опробование нефтяной и газовой частей залежи выполнено в четырех скважинах (ВН-4, ВН-5, ВН-9 и ВН-10). Во всех скважинах, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти и газа. Дебиты нефти изменялись в широких пределах,