CC BY
133
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ляпков П. Д. Опыт создания газосепаратора для погружного центробежного насоса //Тр.ин-та / ВНИИ. 1959. Вып.22. С.39-58.
2. Ляпков П. Д. Результаты испытания погружных центробежных насосов на смесях воды и воздуха при давлении (1-2)105 Н/м2 во всасывающей камере насосов // Тр. ин-та/МИНХ ИГП. 1972. Вып.99. С.108-117.
3. А.Н.Дроздов // Нефтяное хоз-во. 2003. №1 С.68-70.
4. Антипин Ю.В., Габдуллин Р.Ф., Исланова Г.Ш. Повышение эффективности методов борьбы с отложениями неорганических солей при добычи нефти // Нефтепромысловое дело.1999. Вып.3. С.57-60.
5. Оценка равновесной насыщенности попутно-добываемых вод сульфатом кальция в зависимости от их суммарной минерализации // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. С.168-174.
6. Сыртланов А.Ш., Фасхутдинов Р.А., Шайдулин Г.Ш., Антипин Ю.В., Яркеева Н.Р. Пути повышения эффективности предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах //Нефтяное хоз-во. 2002. №4. С.59-61.
7. Горев В.Г., Мельцер М.С., Михель В.Д и др. Причины пескопроявлений на Самотлорском месторождении и методы их предупреждения //Нефтяное хоз-во. 1977. №10. С. 69-72.
8. Виденеев В.И., Чистяков В.Г. Улучшение показателей работы насосных скважин при совместном проявлении механических примесей и асфальтосмолопарафинов // Нефтяное хоз-во. 2002. №1. С.50-53.
9. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Жагрин А.В., Михель В.Д, Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хоз-во. 2002. №2. С.62-65.
Поступила в редакцию 17.06.05.
O.M. Mirsaetov, K.I. Povyshev
The mean time between failures of the system reservoir - well - pump
The article deals with the complex approach to a problem solution of forecasting of the mean time between failures of the system reservoir - well - pump. The most essentially influenced factors of the between-repairs period have been classified and grouped. The overall performance of pumps is determined to reduce in the range watering production from 30 up to 60 %. It has been shown, that at initial watering more than 90 % of a watering level reduce. The maximum level of depression and optimum depth of electric centrifugal pump lowering under a dynamic level for conditions of bashkirskogo object have been proved based on Chutirsk's oilfield. Values of weight factors for mathematical model for an estimation of unfailure operation have been suggested.
Мирсаетов Олег Марсимович Повышев Константин Игоревич Удмуртский государственный университет 426034, Россия, г. Ижевск,ул. Университетская, 1 (корп. 4) Факс: (3412) 75-58-66
математическая модель оценки безотказной эксплуатации системы пласт -скважина - насос.
Определяемой функцией математической модели будет наработка
на отказ.
Р=^,Н,ЬСп,0ж,ЬКр,КДдв,8каб,пД,емЛв,Ппов,2,М,Б), где Б - наработка на отказ (сут.), 8-срок службы скважины (сут.), Н-номинальный напор насоса (м), Ьсп- глубина спуска насоса (м), Qж-номинальная производительность (м3/сут), Ькр-длина участков набора кривизны (м), К - коэффициент продуктивности м2/(МПа), ,1дв- длина двигателя (м), ,8каб - площадь сечения кабеля (мм)2 , п - число участков набора кривизны, Крем- число ремонтов, Кдв- мощность двигателя, ппов - число азимутных поворотов, Ъ - зазор между насосом и обсадной колонной, М -содержание механических примесей (млг/л), Б-обводненность (%). Полученные результаты позволяют предложить значения весовых коэффициентов для Ьсп, Qж, Б. N(^=0,015; N^=0,72; N^=3,17.
В данную модель кроме прогнозирования наработки на отказ должен входить блок статистического анализа причин отказов, позволяющий выявить перспективные направления совершенствования техники и технологии эксплуатации оборудования, а так же увеличения его ресурса. Выводы:
1) выделены группы факторов, наиболее существенно влияющих на длительность межремонтного периода;
2) рассмотрено влияние геолого-физических факторов на длительность безотказной работы системы пласт-скважина-насос;
3) приведены результаты исследований по влиянию обводненности скважинной продукции на кпд, производительность и напор УЭЦН. Определено, что при обводненности 30-60% эффективность работы насосов снижается;
4) исследовано изменение обводненности скважинной продукции при форсированном отборе жидкости. Установлено, что при начальной обводненности более 90% при форсированном отборе происходит падение обводненности;
5) обоснованы максимальный уровень депрессии для башкирского объекта Чутырского месторождения, а также оптимальная глубина спуска насоса под динамический уровень, равные 68 атм и 978 м соответственно;
6) предложены значения весовых коэффициентов Ь сп , Q ж , В для математической модели оценки безотказной эксплуатации.
могут происходить неконтролируемые процессы по выносу частиц разрушенной породы, а как следствие, уменьшение межремонтного периода (МРП) насосного оборудования. Если в формулу (5) подставить оптимальное значение депрессии, то мы получим оптимальное значение глубины, при превышении которой будут созданы наиболее благоприятные условия для форсированного отбора. Так же можно найти оптимальную глубину спуска насоса для условий, когда оптимальная глубина спуска насоса под динамический уровень равна 250 м. Оптимальная глубина спуска насоса составляет 978 м.
Таблица 3
Результаты оптимизации технологических режимов эксплуатации
скважин
№ скв. До оптимизации После оптимизации Изм. депр. Д Он Д Ож Д %в
Он Ож %в Рпл Рзаб АР Он Ож %в Рза б АР
1329 0,5 41,2 98, 8 136,0 106,6 29, 4 1,7 13 9,4 98, 8 101 34, 8 5,4 1,2 98,2 0
1260 13, 6 18,4 26 125,0 82,7 42, 3 17, 2 23, 9 28, 1 80, 3 44, 7 2,4 3,6 5,5 2,1
920 8,2 14,7 44, 4 107,0 98 9 11, 3 21, 9 48, 6 85, 5 21, 5 12,5 3,1 7,2 4,2
858 5,2 149 96 135,0 74,8 60, 2 9,6 16 3 94, 1 72, 2 62, 8 2,6 4,4 14,3 -1,9
70 10 167,7 94 130,0 89,3 40, 7 14, 5 27 9 94, 8 74, 5 55, 5 14,8 4.5 112,2 0,8
846 12, 6 215,9 94, 2 117,0 65,7 51, 3 21, 7 31 6 93, 1 51, 8 65, 2 13,9 9,1 100,2 -1,1
876 4,7 91 94, 8 128,0 100,5 27, 5 16, 1 24 1 93, 3 79 49 21,5 11,4 150,9 -1,5
837 3,4 43 92, 1 116,0 76,2 39, 8 8,2 93, 7 91, 3 29, 6 86, 4 46,6 4,8 50,7 -0,8
68 13, 2 263,2 95 140,0 60,4 79, 6 21 31 2 93, 3 48, 4 91, 6 12 7,8 49,6 -1,7
876 14, 7 228,9 93, 6 128,0 65,2 62, 8 32, 7 33 1 90, 1 43, 6 84, 4 21,6 18 102,4 -3,5
71 8,9 163,6 94, 6 121,9 103,7 18, 2 18, 8 32 3 94, 2 58, 9 63 44,8 9,9 159,8 -0,4
На табл. 3 мы видим, что для некоторых скважин условия оптимальной депрессии были нарушены, поэтому для этих скважин актуальным является вопрос применения УЭЦН специального исполнения.
На основе полученных зависимостей влияния различных факторов на МРП, а также их взаимного влияния друг на друга была предложена
стороны пласта, а точнее, ограничивающим фактором являются пластовое давление и давление насыщения. При превышении давления насыщения выше забойного давления в пласте выделяется газ, а режим трехфазной фильтрации подчиняется уже другим законам. По этому признаку ФОЖ можно разделить на два режима - трехфазный и двухфазный. Определим граничные условия: Рзаб= 0,6Рнас ; АР = АРКр;
АРкр= Рпл -0,6 Рнас ; (1)
Рпл = (АРКр +0,6 Рнас). (2)
При Рнас=9,76МПа, АРКр =7,5Мпа, Рпл = 16,2 МПа.
При выборе объекта для ФОЖ необходимо учитывать пластовое давление, которое должно превышать сумму значений оптимальной депрессии и целевое рабочее давление.
Помимо значений пластового давления необходимо учитывать прочностные характеристики породы, коллектора, который наиболее подвержен повышенным депрессиям при ФОЖ. В связи с этим были проведены лабораторные исследования на керне по определению прочности пород месторождений Удмуртии в интервале глубин 1400-3000 м. Исследования проводились при неизменном боковом сжатии образца (имитация обсаженного и зацементированного забоя ствола скважины) и открытом состоянии их боковой поверхности. Выявлено, что пределы прочности пород на сжатие определяются глубиной их залегания, литологическим типом и наличием бокового сжатия образцов.
При этом для песчано-алевритовых пород предел прочности на сжатие в зависимости от глубины их залегания при боковом сжатии образцов керна описывается уравнением
ссм=0,021-(Н-500), где Н - глубина залегания, м. (3)
При отсутствии бокового сжатия образцов ссм =0,0188(Н-550). (4)
Максимальная допустимая депрессия на пласт для скважин с обсаженным и зацементированным заколонным пространством забоя скважин при начальном пластовом давлении, равном гидростатическому, рассчитывается по формуле
АР=0,021(Н - 500) - (5.66*10"3*Ы+1,83^10-6 Н2). (5)
Для не зацементированного заколонного пространства забоя скважин максимальная допустимая депрессия
АР=0,0188(Н - 550) - (5.66*10"3+1,83^10"6 Н2). (6)
В связи с некачественным цементированием заколонного пространства и разрушением цементного камня при перфорации максимально допустимая депрессия на пласт в отдельных обсаженных скважинах может быть на 1020% ниже рассчитанных по формуле (5).
Таким образом, максимально допустимая депрессия для башкирского объекта Чутырского месторождения с глубиной залегания Н=1320 м составляет: АРмакс=68 атм. При превышении этой величины в скважине
обводненности до ГТМ 50-90%, а это основной работающий фонд скважин «Удмуртнефти», грамотная оптимизация которых может привести к значительному приросту нефти. Многие исследователи рекомендуют для коллекторов порового типа осуществлять ФОЖ для скважин, обводненных на 60-85%. Для отдельных месторождений в процессе анализа установлены критические значения обводненности до ФОЖ (в среднем 70%), при которых увеличение отборов жидкости сопровождается снижением темпов падения добычи нефти за счет стабилизации или уменьшения обводненности. Таким образом, можно сделать вывод, что величина критической обводненности примения ФОЖ для каждого месторождения, а возможно и каждой скважины, своя и она напрямую зависит от конкретных геолого-физических условий пласта-коллектора. Так, на рис.7 можно заметить, что принципиально функция верна, изменяя геолого-физические свойства пласта, мы смещаем кривую вверх или вниз, и критическая обводненность так же изменяется в большую или меньшую сторону, что является подтверждением результатов многочисленных исследований (рис.8).
Рис.8. Изменение обводненности продукции после оптимизации в зависимости от начальной обводненности
При проведении оптимизаций на Чутырском месторождении были проведены исследования по влиянию депрессии на длительность безотказной работы. Исходили из оптимального значения депрессии, которую определили равной 7,5Мпа, то есть при превышении этой величины движение нефти остается неинерциальным и подчиняется линейному закону фильтрации, а на движение воды в пористой среде большое влияние оказывают дополнительные силы инерции, в результате чего скорость фильтрации воды и нефти выравниваются, и вытеснение нефти происходит более равномерно. Но такая оптимизация не всегда осуществима, существуют ограничения со
более 80 м3 (в семи случаях из восьми), что подтверждает условие эффективного применения форсированного отбора на высокопродуктивных скважинах.
Рис.6. Изменение обводненности продукции после оптимизации в зависимости от начального дебита по жидкости
Изменение обводненности, % ♦ ♦ \ ♦ 0
1 2 4 0 6 ) 8 ^ Y i \ ♦ 0i
Обводненность до ГТМ, %
Рис.7. Изменение обводненности продукции после оптимизации в зависимости от начальной обводненности
На рис.7 видно, что при начальной обводненности более 90% после интенсификации отборов происходит падение обводненности продукции, а при обводненности менее 50%, напротив, - рост обводненности. В данной работе отсутствуют данные, когда оптимизация была проведена при
о
10
20
60
70
80
30 40 50 обводненность, %
-ЭЦН-125-1300 -ЭЦН-125-800
Рис. 4. Характеристики УЭЦН при различной обводненности
продукции
гс и о и
ГС X J н
и о
X J
с
tu н
S
4 о ш
м
5
о а с
150 130
|Ч0
■>
90 70 50
10
20
30
40
50
60
70
80
обводненность, %
-ЭЦН-125-1300-ЭЦН-125-800
Рис. 5. Характеристики УЭЦН при различной обводненности продукции
Таким образом, диапазон обводненности 30-60% является самым неблагоприятным для работы оборудования и, естественно, в этих условиях необходимо проводить определенные мероприятия для увеличения наработки на отказ.
При проведении оптимизаций на скважинах Чутырского месторождения изменения обводненности скважинной продукции были проанализированы в зависимости от нескольких параметров:
- от дебита скважины по жидкости после проведения интенсификации;
- от обводненности продукции до интенсификации.
На рис.6 изображена зависимость изменения обводненности при ГТМ от дебита жидкости до ГТМ. Снижение процента воды получено при дебитах
0
0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Обводненность %
1 - Мн=1,5мПа*с; 2 - Мн=5мПа*с; 3 - Мн=15мПа*с; 4 - Мн=20мПа*с
Рис.3. Изменение мах кпд насоса при различной вязкости нефти и обводненности продукции
Таким образом, максимальная подача насоса возникает при увеличении процента обводненности.
По результатам исследований режимов работы УЭЦН определены диапазоны изменения производительности насосов при различных значениях обводненности продукции. Условно весь нтервал изменения обводненности можно разбить на три участка (рис. 4 и 5): участок 1 от 0 до 60%; участок 2 от 60 до 75%; участок 3 от 75 до 100%. На первом участке наблюдается понижение напора с ростом обводненности у обоих насосов. Меньшее число ступеней менее критично к повышению вязкости, кривая напора имеет более пологий вид, чем у насоса с большим количеством ступеней.
С производительностью насосов наблюдается похожая ситуация. У ЭЦН-125-1300 изменение производительности на этом участке составляет 12 м3/сут, тогда как у ЭЦН-125-1800 - 40 м3/сут.
На втором участке (участке максимальных вязкостей жидкости) напоры насосов сначала уменьшаются, достигая минимума при 70% обводненности, а потом начинают расти. Производительность насосов также достигает минимума при 70% обводненности, и с дальнейшим ее ростом -возрастает.
Третий участок - самый благоприятный для напорных характеристик насосов (для него характерна минимальная вязкость водонефтяной смеси). Кривые напора резко устремляются вверх, достигая максимума к 100% обводненности. Аналогично ведут себя и линии производительности насосов.
0
Таблица 2
Фактические значения обводненности давления и газосодержания на
примере УЭЦН
Расчетные параметры Значение
среднее максим. миним.
ЭЦН-50:
обводненность, % 7,0 99,0 5,0
давление на приеме ЭЦН, МПа 9,0 11,9 4,2
свободное газосодержание, % 1,4 8,0 0
ЭЦН-80:
обводненность, % 82,7 97,9 45,0
давление на приеме ЭЦН, МПа 8,5 12,0 4,7
свободное газосодержание, % 2,5 17,0 0
ЭЦН-125:
обводненность, % 93,7 99,2 88,0
давление на приеме ЭЦН, МПа 9,6 12,2 7,3
свободное газосодержание, % 0,3 1,0 0
ЭЦН-200:
обводненность, % 95,4 98,0 89,0
давление на приеме ЭЦН, МПа 9,2 11,9 6,0
свободное газосодержание, % 0,3 1,0 0
ЭЦН-250:
обводненность, % 95,1 97,8 92,0
давление на приеме ЭЦН, МПа 9,8 14,1 6,3
свободное газосодержание, % 0,2 1,0 0
ЭЦН-400:
обводненность, % 95,5 98,4 89,0
давление на приеме ЭЦН, МПа 8,5 10,6 7,2
свободное газосодержание, % 0,6 1,0 0
Наличие в составе продукции скважин смеси нефти, воды и свободного газа при многократном перемешивании этих компонентов в ступенях насосов приводит к образованию вязких смесей и снижению показателей работы насосов. Так, для насоса ЭЦН-80-1300 максимальные изменения кпд для различных исходных значений эффективной вязкости нефти будут иметь место при обводненности добываемой продукции от 30 до 50%.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Расчет давления на примере УЭЦН
2005.№ 11 Таблица 1
Расчетные параметры Значение
среднее максим. миним.
Скважины, эксплуатируемые без осложнений
Обводненность, % 90,4 99,2 26,1
Давление на приеме ЭЦН, МПа 9,0 14,1 4,7
Свободное газосодержание, % 1,0 9,0 0
Эффективная вязкость смеси, мПа-с 0,75 2,86 0,50
Скважины, эксплуатируемые с осложнениями
Обводненность, % 75,9 99,0 5,0
Давление на приеме ЭЦН, МПа 7,6 12,2 2,6
Свободное газосодержание,% 3,4 23 0
Эффективная вязкость смеси, мПа-с 1,15 8,23 0,50
Аналогично были определены параметры, характеризующие условия приема всех применяемых типоразмеров ЭЦН для полной выборки скважин. Результаты расчетов представлены в табл.2, из которой видно, что на приеме всех типоразмеров ЭЦН из-за повышенных давления и обводненности свободное газосодержание не превышает 17%. Среднее свободное газосодержание на приеме ЭЦН изменяется от 0,2 до 2,5%. Это означает, что в большинстве скважин завышены глубины погружения насосов под динамический уровень жидкости. Отмеченное приводит к дополнительным механическим воздействиям на конструкцию УЭЦН при спускоподъемных операциях, интенсивному трению между электрическим кабелем и обсадными трубами. Кроме того, для преодоления противодавления столба жидкости в НКТ требуется применение насосов с более высокими напорными характеристиками. В результате ухудшаются характеристики ЭЦН и снижается его кпд. Следовательно, количественно увеличиваются различные потери на трение, и в скважинах возникают осложнения. Интенсивность возникновения последних возрастает в результате коррозионного и абразивного износа рабочих органов насосов и наличия сложного пространственного профиля ствола скважин.
Нами была выделена группа факторов, влияющих на выбор технологических режимов работы системы. В данной статье приведены результаты исследований по влиянию обводненности скважинной продукции на кпд, производительность и напор УЭЦН, а также по изменению обводненности при форсированном отборе жидкости.
агрегата с частотой 2900-3000 мин."1 приводит к возникновению устойчивых колебаний столба жидкости в стволе скважины. Депрессия в призабойной зоне пласта, амплитуда и частота колебаний жидкости в стволе скважины находятся в прямой зависимости от рабочих режимов откачки установок УЭЦН. Поэтому измения режимов откачки насосных установок могут стимулировать повышение или снижение содержания механических примесей в добываемой продукции жидкости. Именно на этапе планирования изменения режимов необходимо экономически точно обосновать применение установки в специальном исполнении или обычном, что позволит избежать либо незапланированных ремонтов, либо неоправданных затрат на дорогостоящее оборудование.
Одним из основных параметров, определяющих условия перекачки газожидкостной смеси и энергетические характеристики всей установки, является давление на приеме насоса, так как оно определяет свободное газосодержание [9], глубину спуска насоса в скважины. При подъеме высокообводненной продукции содержание свободного газа на приеме ЭЦН небольшое. (УЭЦН работают в основном на высокообводненных скважинах). В связи с этим для выбранных категорий скважин проанализированы фактические давления на приеме насосов. Одним из надежных способов определения глубины спуска насоса в скважину является использование линий распределения давления по обсадной колонне. Промежуточными результатами расчетов давления служат данные о физико-химических параметрах газожидкостной смеси, полученные в различных термодинамических условиях скважин. Для расчетов необходимо определить начальные давления, в данном случае - забойные давления скважин. В большинстве скважин выполнить прямой замер забойного давления глубинным манометром не удается, в связи с чем его определяют путем пересчета на давление высоты столба жидкости в стволе скважин. При этом точность определения давления будет зависеть от точности замеров динамического уровня и плотности жидкости на различных участках ствола скважин.
Для установления распределения давления в высокообводненных скважинах на участке забой - динамический уровень предлагается использовать линейные зависимости. Результаты расчетов давления на приеме ЭЦН и свойств продукции скважин представлены в табл. 1. Как видно из табл. 1, в скважинах, эксплуатация которых сопровождается различными осложнениями, ЭЦН работают в значительно больших диапазонах изменения всех рабочих параметров: обводненности, давления на приеме ЭЦН, свободного газосодержания и эффективной вязкости газожидкостной смеси. В итоге увеличиваются потери энергии при подъеме продукции скважин и снижается кпд насосов.
перенасыщенность добываемых вод гипсом ф. При ф = 1,6 и более происходит очень активная кристаллизация гипса и быстрое формирование отложений на поверхности оборудования. По мере снижения концентрации гипсообразующих ионов перенасыщенность попутно добываемых вод сульфатом кальция уменьшается, и когда она достигает 1,2 и менее, интенсивность образования отложений значительно снижается. При закачке пресной воды необходимо вести постоянный мониторинг перенасыщенности добываемой воды, что предупреждает преждевременные отказы.
Влияние механических примесей исследовалось в работах [7;8]. Анализ причин выхода из строя насосных установок, а также изучение технических условий на выпускаемые ЭЦН различных типоразмеров и исполнений, позволили сделать следующий вывод:
- диапазон изменения концентрации мехпримесей от 0 до 300 мг/л наименее опасен для ЭЦН в обычном исполнении;
- диапазон изменения концентрации мехпримесей от 0 до 300 мг/л -неопасный диапазон для ЭЦН в специальном исполнении (износостойком);
- диапазон мехпримесей с концентрацией более 100 мг/л для ЭЦН в обычном исполнении и более 300 мг/л для ЭЦН в специальном исполнении характеризуется повышенными эрозионным износом и вибрацией ЭЦН, сопровождающимися выпадением солей на рабочих органах насосов;
- при появлении мехпримесей с концентрацией более 500 мг/л кроме эрозионного износа и вибрации наблюдается заклинивание ЭЦН.
Анализ динамики содержания мехпримесей по скважинам показывает, что ни на одной скважине нет стабильно высокого или стабильно низкого выноса мехпримесей. Их высокое содержание (300-700 мг/л), как правило, характерно для процесса запуска скважины после текущего или капитального ремонта скважин. Большое влияние на процесс выноса механических примесей при этом оказывают колебания столба жидкости в стволе скважины. Они возникают во время глушения скважин под действием работы клапанов и возвратно-поступательных перемещений плунжеров в цилиндрах насосов промывочного агрегата. Кроме того, колебательные процессы сопровождают весь цикл спускоподъемных операций при проведении текущего и капитального ремонта скважин. Колебания столба жидкости в стволе скважины оказывают упругие воздействия на породу пласта в зоне перфорации через перфорационные отверстия и на донные отложения в зумпфе скважины. В течение всего времени работы агрегатов на устье скважины колебания столба жидкости являются источником возмущения, стимулирующим на забое отрыв мельчайших частиц породы пласта. В результате этого на запускных скважинах в их водный период содержание механических примесей в откачиваемой жидкости глушения достигает 7000-8000 мг/л и более. Далее в процессе эксплуатации скважины вынос песка из пласта поддерживается депрессией в призабойной зоне.
Считать депрессию единственной причиной, стимулирующей вынос механических примесей из пласта, не совсем корректно. Существует другой фактор. Вращение приводного вала электродвигателя погружного
с продуктивной породой и насыщающих ее жидкостей с закачиваемой водой. При снижении минерализации уменьшение концентрации ионов CL-. № +, Ca2+, Mg2+ для конкретных залежей описывается линейным
уравнением с высоким коэффициентом корреляции 0,87-0,99 (4/2002-9). Концентрация сульфатного иона сначала увеличивается при снижении минерализации, а затем резко уменьшается. На рис. 2 приведена зависимость содержания ионов SO42- от суммарной минерализации.
а
2000 4000 6000 8000
Суммарная минерализация, мг-экв/л
10000
2000 4000 6000 8000
Суммарная минерализация, мг-экв/л
10000
б
Рис.2. Зависимость концентрации гипсообразующих ионов а) Ca и б) SO4 от суммарной минерализации попутно добываемых вод
Выпадение гипса в скважинах происходит тогда, когда фактическая концентрация сульфата кальция Сф в попутно добываемой воде будет больше равновесной Ср. Соотношение этих двух величин Сф/ Ср характеризует
данного режима работы насоса, происходит срыв подачи и осложнения, связанные с этим. В итоге наработка на отказ значительно снижается.
Рн,МПа
5 п
Рис.1. Характеристика насоса ЭЦН5-80, перекачивающего смесь вода - газ, где 1) Р=0%; 2) р=3%; 3) р=5%; 4) р=7%; 5) р=10%; 6) р=15%; 7) р=20%
Достаточно подробно в работах [4;5;6] изучалось влияние на эффективность работы системы отложений неорганических солей. Отложения неорганических соединений очень сильно влияют на работу оборудования и являются одной из основных причин преждевременного отказа. Изучение состава отложений позволило выявить, что в них обычно содержатся соли сульфатного типа, гипс, а в качестве примесей присутствуют карбонаты кальция и магния, сульфаты бария, сульфид и оксид железа. Пространство между кристаллами солей заполнено песчаными и глинистыми частицами породы пласта, твердыми и жидкими углеводородными компонентами нефти, а также минерализованной водой. В некоторых случаях объемное содержание в осадке карбонатов кальция и магния составляет 48-56%, тогда основной примесью был гипс, а отложения классифицировались как карбонатные. Наличие гипса в отложениях солей всегда делает их трудноудалимыми. Основной причиной отложения гипса и солей является использование пресной воды для заводнения. При заводнении залежей пресной водой происходит снижение суммарной минерализации попутно добываемой воды. Формирование состава вод носит закономерный характер и зависит от геологических процессов в залежи при взаимодействии
- исполнение узлов и деталей УЭЦН;
- компоновочный состав.
4. Технологический режим работы пласт - скважина - насос:
- величина допустимого падения забойного давления;
- текущая обводненность скважинной продукции;
- глубина спуска насоса;
- динамический уровень;
- пределы форсирования.
В литературе достаточно широко представлены исследования, посвященные влиянию свободного газа на межремонтный период эксплуатации системы пласт-скважина-насос [1;2;3].
Одним из основных факторов, определяющих влияние газа на работу насоса, является газосодержание у входа в насос
Рвх=0г / Юг + Ож), (1)
где - расход свободного газа, поступающего в насос при термодинамических условиях у входа; - подача жидкости насосом в тех же условиях. Газосодержание у входа в насос выражается в долях от единицы либо в процентах.
При откачке газожидкостной смеси можно выявить два характерных режима работы центробежного насоса: в бескавитационных условиях (при небольших рвх) и в условиях искусственной кавитации (при высоких рвх). В бескавитационных условиях работы насоса в межлопастных каналах его рабочих органов существует эмульсионная структура потока, и кривые напора - подачи по смеси совпадают с характеристикой насоса на однородной жидкости. С ростом газосодержания в каналах рабочих колес и направляющих аппаратов образуются газовые полости (каверны), не участвующие в общем течении смеси через каналы. Появление заполненных газом каверн приводит к уменьшению пропускной способности каналов насоса и резкому ухудшению условий обтекания лопастей, нарушающему энегрообмен между насосом и перекачиваемой средой. При наличии газовых каверн в межлопастных каналах центробежный насос работает в режимах искусственной кавитации. Кривые напор - подача для смеси при этом располагаются ниже характеристики насоса негазированной жидкости. При дальнейшем увеличении рвх может произойти срыв подачи насоса. Области существования режимов течения газожидкостной смеси, границы между кавитационными и безкавитационными областями, а также рабочие параметры ЭЦН на газожидкостной смеси зависят от величины рвх и от других параметров. К наиболее важным из них относятся: пенообразующие свойства и вязкость жидкости, абсолютное давление у входа в насос, дисперсность ГЖС, число ступеней в насосе и режим его работы по подаче.
На рис.1 изображены экспериментальные характеристики насоса ЭЦН5-80, перекачивающего смесь вода - газ. Как видно из рис. 1, до рвх = 3% влияние газа на характеристику насоса незначительно. При увеличении рвх кривые становятся вертикальными, что свидетельствует об образовании газовых каверн. Когда газосодержание достигает критического значения для
УДК 622.323+622.248:551.4(045) О.М. Мирсаетов, К.И. Повышев
НАРАБОТКА НА ОТКАЗ СИСТЕМЫ ПЛАСТ - СКВАЖИНА - НАСОС
Рассматривается комплексный подход к решению проблемы прогнозирования наработки на отказ системы пласт - скважина - насос. Выделены и сгруппированы факторы, наиболее существенно влияющие на длительность межремонтного периода. Определено, что в диапазоне обводненности скважинной продукции от 30 до 60% эффективность работы насосов снижается. Установлено, что при начальной обводненности более 90% происходит снижение уровня обводненности. Обосновываются максимальный уровень депрессии и оптимальная глубина спуска УЭЦН под динамический уровень для условий башкирского объекта Чутырского нефтяного месторождения. Предложены значения весовых коэффициентов для математической модели оценки безотказной эксплуатации.
Ключевые слова: пласт, скважина, насос, наработка на отказ, обводненность, математическая модель.
Одним из наиболее эффективных способов снижения себестоимости добываемой нефти является уменьшение потерь добычи от простоя скважин и затрат на текущий ремонт за счет увеличения наработки на отказ. Наработка на отказ не только характеризует технический уровень оснащенности скважин, но и отражает эксплуатационные показатели работы системы пласт - скважина - насос, поэтому оценка и управление этим показателем является важнейшей проблемой. Прогнозирование наработки на отказ позволяет определять будущие затраты на текущий ремонт скважин, ремонт глубинно-насосного оборудования, потери добычи нефти от простоя скважин, выявлять перспективные направления совершенствования техники. Количественная оценка наработки на отказ требует построения математической модели, учитывающей все факторы, влияющие на продолжительность безотказной эксплуатации.
Проведенный нами анализ позволил выделить следующую группу факторов, наиболее существенно влияющих на наработку системы пласт -скважина - насос.
1. Геолого-физические факторы:
- влияние свободного газа;
- сложный состав нефти;
- образование солей АСПО и парафина;
- механические примеси;
- коэффициент продуктивности скважин.
2. Конструкция скважины:
- диаметр эксплуатационной колонны;
- кривизна ствола.
3. Конструкция и материалы основных элементов УЭЦН:
