автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Повышение эффективности работы скважинного насосного оборудования за счет применения сепараторов механических примесей

На правах рукописи

7

Булат Андрей Владимирович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СКВАЖИННОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ СЕПАРАТОРОВ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтяная и газовая промышленность)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 к МАЙ 2013

005058129

Москва, 2013

005058129

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Ивановский Владимир Николаевич

Официальные оппоненты::

доктор технических наук Ходырев Александр Иванович РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

кандидат технических наук Дарищев Виктор Иванович ОАО «РИТЭК»

Ведущая организация:

ЗАО «Римера»

Защита состоится «28» мая 2013 г. в 11.00 на заседании диссертационного совета Д212.200.07 при ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина» по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.65, корп.1, а уд. 612

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке при ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина».

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с заверенными гербовой печатью подписями просим направлять по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д. 65, корп. 1. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Учёный совет.

Автореферат разослан « » апреля 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Э.С. Гинзбург

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Интенсификация добычи нефти, требующая значительной депрессии на пласт, широкое применение горизонтального бурения основных и дополнительных стволов скважин для расширения области притока пластового флюида в скважину, большое количество обработок призабойных зон пласта с помощью гидравлических разрывов и закачки химических реагентов приводит к увеличению выноса механических примесей в эксплуатационные нефтяные и газовые скважины. Повышенная концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в откачиваемом флюиде негативно сказывается на работе скважинного оборудования. Поэтому исследование по защите скважинного насосного оборудования от механических примесей, с помощью которого добывается более 90% нефти России, является весьма актуальным.

Целью настоящей диссертационной работы является разработка технических и методологических предложений по повышению эффективности работы скважинных насосных установок для добычи нефти в условиях месторождений Западной Сибири на основе исследований сепараторов механических примесей (в дальнейшем - десендеров).

Основные задачи исследования:

1. Разработать методику оценки эффективности десендеров на основе компьютерного моделирования, обеспечивающую возможность определения коэффициента сепарации Ксеп различных десендеров при различных режимах работы.

2. Получить характеристики эффективности работы серийно выпускаемых десендеров различных конструкций в зависимости от расхода жидкости и размера частиц и определить оптимальные области применения этих видов оборудования. Для этого необходимо разработать методику и создать стенд для исследований десендеров.

3. Опираясь на полученные данные, разработать рейтинговую систему оценки работы десендеров и программу подбора оборудования для заданных режимов работы.

4. Основываясь на результатах исследования, разработать конструкцию десендера, которая является эффективной для работы в условиях месторождений Западной Сибири.

5. Подтвердить выводы стендовых и компьютерных исследований в промысловых испытаниях.

Научная новизна работы. Разработана методика оценки эффективности десендеров на основе компьютерного моделирования, обеспечивающая возможность определения Кссп различных десендеров при различных режимах работы. Впервые получены зависимости коэффициента сепарации от расхода жидкости и гранулометрического состава частиц для десендеров, серийно выпускаемых различными российскими и зарубежными производителями, а также для вновь разработанных моделей десендеров.

Практическая ценность работы. Характеристики, полученные в результате компьютерных и стендовых исследований, позволили определить оптимальные области применения различных десендеров на объектах добычи нефти, разработать методику и программу подбора данного вида оборудования. Разработанный на основе результатов проведенных исследований десендер обеспечивает высокую эффективность отделения механических примесей в условиях месторождений Западной Сибири.

Реализация работы в промышленности. Результаты диссертационных исследований нашли применение в ОАО «ТНК-ВР». Характеристики, полученные в процессе исследования десендеров и разработанная рейтинговая система, использованы в программе подбора оборудования «Автотехнолог». Созданные десендеры проходят промысловые испытания на Самотлорском месторождении (ОАО «Самотлорнефтегаз»), в скважинах с высоким содержанием механических примесей.

Апробация результатов работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» ( г.Москва, 2012г.), научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «РИТЭК», посвященной 20-тилетию ОАО «РИТЭК» ( г.Москва 2012г.)

Публикации. Основное содержание диссертации представлено в 10 печатных работах (из них 2 патента на полезную модель), в том числе в 6 публикациях в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованных источников и приложения. Работа изложена на 108 страницах основного текста и содержит 70 рисунков и 12 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы и практическая значимость исследования.

В первой главе проведен анализ условий эксплуатации и основных причин отказов скважинного оборудования для добычи нефти, обзор литературных источников, посвященных системам защиты скважинных насосов от вредного воздействия механических примесей, в том числе - десендерам, поставлена цель исследования и определены задачи, которые необходимо решить для достижения поставленной цели.

Проведение комплекса работ по интенсификации добычи нефти (увеличение депрессии на пласт, гидроразрыв пласта) приводит к увеличению концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в откачиваемом флюиде, что негативно сказывается на работе скважинного оборудования.

Как показал анализ причин отказа установок ЭЦН, наибольшее число отказов происходит из-за наличия в потоке механических примесей. Это связанно

с тем, что примеси по своим размерам, составу и твердости разнообразны и оказывают негативное влияние на работу всего оборудования.

Основными составляющими механических примесей являются:

• породообразующие компоненты;

• продукты коррозии металла оборудования;

• не закрепившийся проппант;

• твердые вещества, образующиеся в результате химических реакций взаимодействия перекачиваемых жидкостей;

• различные включения, попадающие в скважину в процессе строительства, монтажа оборудования и ремонтных работ.

• соли, выпадающие из пластового флюида из-за изменения термобарических условий.

Негативное влияние механических примесей на оборудование проявляется в виде:

• Износа рабочих органов центробежных насосов абразивными частицами после гидроразрыва пласта или частицами горных пород. Это происходит вследствие того, что твердость частиц может превышать твердость материала элементов насоса в 5-10 раз.

• Отложений солей на рабочих органах насоса.

• Загрязнения скважинного оборудования, попадание в насос окалины.

• Заклинивания и «промыва» клапана.

• Самопроизвольного расчленения скважинного оборудования по узлам соединения. Наиболее часто это связанно с появлением повышенной вибрации при работе оборудования, вызванной износом рабочих элементов и отложением солей.

Гранулометрический анализ механических примесей по пластам Самотлорского месторождения, показал, что набольший удельный вес имеют частицы размером от 0,05 до 0,16 мм. Благодаря своим размерам они способны

проникать во все трущиеся детали насоса, а из-за высокой твердости приводить к абразивному износу. Следовательно, методы борьбы с механическими примесями должны эффективно устранять именно эти частицы.

Методы борьбы с негативным влиянием механических примесей делятся на четыре основные категории:

• Предотвращение/ограничение поступления механических примесей в скважину (закрепление проппанта, фильтры, химические методы).

• Предотвращение/ограничение поступления механических примесей в насосную установку (фильтры, десендеры).

• Технические решения, применяемые в насосных установках (износостойкие материалы, специальная конструкция рабочих органов).

• Подготовка ствола скважины перед спуском насосных установок.

В свою очередь, перечисленные методы борьбы с механическими примесями можно разделить на технологические и технические.

Решение о применении того или иного метода борьбы принимается для каждой скважины отдельно. Учитывается дебит скважины, природа происхождения частиц, их размеры и твердость. Каждый из методов имеет ряд преимуществ и недостатков, универсального метода не существует.

Подведение итогов обзора литературных источников позволило сделать вывод о том, что наиболее эффективным способом защиты насосного оборудования от негативного влияния механических примесей в условиях Западной Сибири являются применение десендеров. В конструкции десендеров не используется приводное устройство, что позволяет использовать их при любых методах эксплуатации скважин, а так же в системах закачки технологических жидкостей в пласт и в системах внутрискважинной перекачки.

Недостатком, ограничивающим применение десендеров, является отсутствие зависимостей коэффициента сепарации от расхода жидкости и гранулометрического состава механических примесей. Производители оборудования иногда указывают максимальный коэффициент сепарации, не

указывая рабочую область и размеры частиц, которые эффективно будет улавливать устройство.

Главным недостатком существующих десендеров является низкая тонкость очистки, в основном ограниченная 250 мкм. Как показал анализ структуры механических примесей для месторождений Западной Сибири, средний размер частиц составляет не более 160 мкм. Следовательно, необходимо разработать оптимальную конструкцию десендера, ограничивающую поступление механических примесей такого гранулометрического состава.

В процессе обзора научной литературы, были рассмотрены различные методики расчета десендеров. Известны методики расчета, авторами которых являются: Пирвердян A.M., Сафронов С.Г., Дроздов А.Н., Мищенко И.Т., Кортунов А.В, Резниченко И.Н., Поваров А.И., Churchwell R.C. и другие.

Анализ существующих методик расчета десендеров различных конструкций показал, что на данный момент не существует методики, которая позволяла бы моделировать процесс работы десендера и давала возможность получения зависимостей коэффициента сепарации от расхода жидкости и гранулометрического состава механических примесей.

Итогом первой главы является постановка задач исследования. Во второй главе описана разработанная методика и представлен стенд для проведения испытаний десендеров, представлена компьютерная модель для проведения компьютерных исследований десендеров.

Для расчета десендеров предлагается применять компьютерное моделирование в среде FlowSimulation. Для этого строятся трехмерные модели десендеров в среде SolidWorks. В качестве образцов были использованы гравитационные и инерционные десендеры. В результате численного моделирования были получены графики изменения скорости и давления потока жидкости, проходящего через установку, а так же области эффективной работы десендеров. Под эффективностью работы десендеров предлагается понимать

коэффициент сепарации модельных механических примесей из потока модельной жидкости.

При численном моделировании коэффициент сепарации механических примесей определялся по формуле:

Ксеп = Мз/М, = (М, - М2)/М, (1)

где: М| - количество частиц на входе в десендер, шт.

М2 - количество частиц, увлекаемых потоком вверх, шт. М3 - количество частиц, оседающих вниз, шт.

На рис. 1-2 представлены графики зависимостей коэффициента сепарации

от расхода жидкости для различных механических примесей.

Рис. 1 Графики зависимости коэффициента сепарации от расхода модельной жидкости (вода) гравитационного десендера (по итогам компьютерного моделирования).

Рис.2 Графики зависимости коэффициента сепарации от расхода модельной жидкости (вода) инерционного десендера (по итогам компьютерного моделирования).

Для стендовых и промысловых испытаний предвключенных устройств скважинных насосных установок разными авторами предлагаются различные методики и стенды для испытаний, которые позволяют получать рабочие показатели, необходимые в дальнейшем для оценки работоспособности и эффективности того или иного вида оборудования.

Так, известны методики испытаний газосепараторов УЭЦН, разработанные на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Дроздов А.Н.). Известны методики испытаний диспергаторов на стенде производства ЗАО «Новомет-Пермь» (Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И.), в работе Маркелова Д.В. представлена методика исследований сепараторов механических примесей с приводом от погружного электродвигателя.

Анализ данных методик показал, что их использование для оценки работоспособности и эффективности десендеров не представляется возможным,

так как все указанные выше устройства для создания требуемого характера движения жидкости используют специальный ротор, приводимый в движение от вала электродвигателя.

С целью проверки компьютерной модели исследования десендеров, разработана методика проведения стендовых испытаний и сам стенд для испытаний десендеров.

В связи с многообразием условий эксплуатации, эффективность десендеров предлагается определять по методике, в которой используется принцип «сравнительных испытаний». Этот метод позволяет определить эффективность работы десендеров на различных модельных жидкостях и механических примесях в диапазоне расходов, соответствующих паспортным характеристикам десендеров.

Анализ условий эксплуатации месторождений Западной Сибири (в частности Самотлорского месторождения) показал, что вязкость добываемого флюида в среднем не превышает 2 сП, а средняя обводненность скважин составляет 78%. Основываясь на полученных данных, в качестве модельной жидкости предложено использовать техническую воду.

В качестве модельных механических примесей были использованы наиболее распространенные в технологических работах типоразмеры проппанта и песка:

• проппант фракций: 16/20, 20/40, 30/60 (соответственно максимальный размер частиц - 1180, 850 и 600 мкм, средний размер частиц - 882, 540 и 463 мкм).

• песок 100 Mesh (максимальный размер частиц — 425 мкм, средний размер частиц - 166 мкм).

• смесь, содержащая 50% массовой доли песка 100 Mesh и 50% массовой доли проппанта 20/40(максимальный размер частиц — 850мкм, средний размер частиц — 376 мкм).

• песок, с максимальным размером частиц 0,1 мм (средний размер частиц - 60 мкм).

Модельный песок 100 Mesh и «песок 0,1 мм» по своему гранулометрическому составу идентичны пластовому песку на месторождениях Западной Сибири. Схема стенда для определения эффективности десендера, отвечающая требованиям методики испытаний, представлена на рис.3.

Рис.3 Схема стенда для определения эффективности десендера.

1- силовой насос, 2- станция управления, 3 - обратный клапан, 4- емкость для модельной

жидкости, 5- манометр, 6 - засыпное устройство, 7- обсадная колона, 8- исследуемый десендер,

9 - шламосборник, 10 - выкидная линия, 11 - фильтрующий элемент, 12 - мерный бак, 13____21-

шаровой кран, 22 - герметизирующий элемент.

В соответствие с разработанной методикой, общая масса собранных после испытания механических примесей М2- не должна отличаться от массы механических примесей, внесенных в модельную жидкость перед началом испытания, более, чем на 5%.

М1=М,+М2 + М3 + М4 +М5

где:

М, - масса механических примесей в засыпном устройстве;

Мг - масса механических примесей в песочной трубе;

Мз - масса механических примесей в шламоприемнике;

М) - масса механических примесей выкидной линии стенда;

М5 - масса механических примесей в фильтре приемного бака стенда.

По результатам замеров масс механических примесей проводится определение коэффициента сепарации исследуемого образца по формуле:

Ксеп = М} /(M3+M4+Ms)

Методика обработки результатов стендовых испытаний включает в себя выбор оптимального количества экспериментов при неизменных исходных данных, построение графиков зависимостей и оценку ошибки эксперимента.

Поскольку при испытаниях используется большое количество различных факторов, то сравнение эффективности десендеров проводилось не только по показателю коэффициента сепарации (который изменяется при изменении режимов работы), но и с помощью рейтинговой системы.

Особенностью разработанной рейтинговой системы является объективность и информативность. Для более точной оценки десендеров рейтинговые таблицы составляются не только на весь интервал исследования, но и на фиксированные интервалы, величина которых зависит от условий эксплуатации.

В качестве стандартных интервалов для десендеров были приняты 4 характерных интервала подач: от 0 до 50 м3/сут, от 50 до 100 м3/сут, от 100 до 200м3/сут и от 200 до 400 м3/сут.

На основании определенных значений рейтинга оценивается работа устройства в каждом из этих интервалов подач. Исходя из анализа рейтинговых таблиц по каждому интервалу, даются рекомендации по рациональным областям эксплуатации того или иного устройства.

В третьей главе приведен анализ конструкций серийно выпускаемых десендеров различных фирм-производителей, представлены и проанализированы результаты стендовых и компьютерных исследований эффективности работы десендеров.

В качестве объектов стендовых сравнительных испытаний были выбраны десендеры, выпускаемые различными российскими и зарубежными фирмами и имеющими одно общее отличие от других подобных устройств — отсутствие приводного вала.

Исследовано 12 конструкций десендеров следующих производителей:

• Фирма Cavins (США) - циклонный десендер,

• ООО «Алмаз» - гравитационный десендер,

• ПК «Борец» : СМГБ-50 и СМГБ-150 (циклонный десендер)

• ООО НПК «Нефтеспецтехника»: УСПШ.01-73, УСПШ.01-89 и УСПШ.01-114, (инерционные десендеры),

• ООО НПК «Нефтеспецтехника»: УСПТ73, УСПТ89 и УСПТ114, (гравитационные десендеры),

• ОАО «Элкам-Нефтемаш»: ПГ3.000 и ПГ5.000, (инерционные десендеры ).

В результате проведения стендовых испытаний получены графики зависимостей коэффициента сепарации Ксеп от расхода жидкости и гранулометрического состава механических примесей. Пример графиков представлен на рис. 4.

(гранулометрический состав — песок 100 Mesh).

Полученные рабочие характеристики десендеров позволяют оценить эффективность их использования в составе скважинных насосных установок. Десендеры имеют различные Ксеп при работах в разных интервалах расходов: от

100% для десендера Cavins в диапазоне расходов от 0 до 400 м3/сут, до 10% - для десендера УСПТ114 в диапазоне расходов от 200 до 400 мЗ/сут.

На основании методики обработки экспериментальных данных определены рейтинговые оценки десендеров, которые сведены в таблицу 1.

Таблица 1. Рейтинговые оценки десендеров

Десендер Механические примеси Среднее значение МЕСТО

16/20 20/40 30/60 смесь 100 Mesh песок 0,1мм

CAVINS 10 10 10 10 10 10 10 1

УСПШ.01-114 9,9 9,5 9,4 9,8 9,3 8,8 9,4 2

УСПШ.01-89 10 9,9 9,6 9,5 9,1 8,3 9,4 3

УСПШ.01-73 9,7 9,3 9,7 9 9 8,6 9,2 4

ПГ-3.000 10 10 9,9 8,7 7 3,1 8,1 5

СМГБ-50 8,3 7,1 9,6 8,2 3,4 3,2 6,6 6

СМГБ-150 6,8 6,3 5,7 7,6 5,2 5,9 6,3 7

ПГ-5.000 7,3 6,4 6 5,4 4,4 3,5 5,5 8

УСПТ89 5,8 4,8 3,9 5,7 3,2 2,8 4,4 9

УСПТ73 6,6 5,4 4,1 4,3 2,9 2,3 4,2 10

АЛМАЗ 6 5 4,1 4,3 2,5 1,2 3,8 11

УСПТ114 4,1 2,9 2,6 3 1,8 0,7 2,5 12

Самым высоким рейтингом среди серийно выпускаемых обладает десендер Саутв (рейтинг 10,0; 1 место), гидроциклонного принципа действия. Самым низким рейтингом обладает гравитационный десендер УСПТ114 (рейтинг 2,5; 12 место).

Анализ результатов исследования показал, что среди отечественных десендеров отсутствует конструкция, обладающая требуемым уровнем эффективности сепарации механических примесей в широком диапазоне расходов пластовой жидкости и в широком интервале гранулометрического состава механических примесей.

Сравнение расчетных и экспериментальных зависимостей (рис.5-6) позволяет сделать вывод о возможности использования разработанной математической

(компьютерной) модели десендеров, так как расхождение составляет не более 10%.

Рис. 5 Графики зависимости коэффициента сепарации от расхода модельной жидкости (вода) десендера УСПТ89, полученных в ходе стендовых испытаний и компьютерного моделирования.

Рис. 6 Графики зависимости коэффициента сепарации от расхода модельной жидкости (вода) десендера УСПШ.01-89, полученных в ходе стендовых испытаний и компьютерного моделирования.

В четвертой главе описана конструкция разработанного циклонного десендера СПНЦ73, результаты компьютерных, стендовых исследований и результаты опытно-промышленных испытаний на Самотлорском месторождении (ОАО «Самотлорнефтегаз»).

Основываясь на полученных результатах стендовых испытаний, разработана новая конструкция циклонного десендера СПНЦ, ЗО модель которого представлена на рис. 7.

Результаты компьютерных исследований показали, что разработанный десендер эффективно справляется с различными типоразмерами механических примесей в диапазоне подач от 30 м3/сут до 160 м3/сут (рис. 8).

Рис.7 Трехмерная компьютерная модель десендера СПНЦ.

Keen % Изменение Keen в зависимости от расхода (проппант 30/60)

100 ' ----

0 25 50 75 100 125 150 175 200

Расход, мЗ/сут

I

\

Keen, % Изменение Keen в зависимости от расхода

100

95

50 75 100

Расход, мЗ/сут

(песок 100 Mesh)

Рис.8 Графики зависимости коэффициента сепарации от расхода модельной жидкости (вода) десендера СПНЦ73 по итогам компьютерного эксперимента (гранулометрический состав — проппант 30/60 и песок 100 Mesh).

По результатам компьютерного моделирования изготовлен экспериментальный образец десендера СПНЦ73 с рабочим диапазоном подач от 30 до 160 м3/сут. Стендовые испытания полностью подтвердили результаты компьютерного моделирования (рис.9).

95 90 85 80 75 70 65 60 55 50

___

-проппант16/20 -песок 100 Mesh

75 100

Расход, мЗ/сут проппант20/40 песок ОД мм

150 175 200

— проппант 30/60 -смесь "20/40+100 Mesh"

Рис.9 График зависимости Ксеп от подачи жидкости и гранулометрического состава механических примесей десендера СПНЦ73.

Результаты стендовых исследований использовались при создании программы по подбору десендеров для заданных режимов работы «Подбор десендера» (рис.10). Исходными данными для расчета служат дебит скважины и

средний размер механических примесей. Диапазон работы программы по дебиту от 10 до 400 м3/сут, по размерам механических примесей - от 65 до 900 мкм. Разработанная программа была интегрирована в пакет «Автотехнолог».

Подбор десендера

Дессещр 1

ПГ-3.0СЮ

ПГ-5.000

УСПТ73

УСПТ89

УСПТ114

УСПШ.01-73

УСЛШ.01-89

УСПШ.01-114

Исходные данные:

Дебнг(мЗ/сут): 10 <

Средний размер „ частиц(мкм1 ю<

СМГБ50 СМГБ150 Сауга СПНЦ-73

РДСЧИТАТЬ

Рис.10 Вид рабочего окна программы подбора.

По результатам стендовых испытаний было принято решение о начале опытно-промысловых испытаний десендера СПНЦ73, для чего с представителями ТНК-ВР и фирмой «РИМЕРА» были согласованы разработанные при участии автора работы Программа и Методика промысловых испытаний.

В соответствии с Программой и Методикой промысловых испытаний десендер СПНЦ73 был спущен вместе с установкой электроцентробежного насоса ЭЦН5А-35-2300 в скважину 65030 куст 2120 Самотлорского месторождения, осложненную интенсивным выносом механических примесей. До внедрения средняя наработка на отказ составляла 177 суток. Причинами отказа являлись исключительно отложение механических примесей в насосе.

После 69 суток нормальной работы произошел отказ установки по причине пробоя изоляции. Разбор причин отказа оборудования на скважине № 65030 показал, что отказ УЭЦН связан с пробоем изоляции кабельной линии. В приемном модуле насоса и его секциях практически нет механических примесей, имеется только небольшое количество солей, которые не могли привести к отказу оборудования; в шламосборнике десендера имеется значительное количество

механических примесей, что доказало эффективную работу десендера СПНЦ73

по защите УЭЦН от негативного воздействия механических примесей.

В связи с этим, опытно-промышленные испытания десендеров СПНЦ73

принято решение продолжить и расширить, как в подразделениях ТНК-ВР, так и

на объектах компании «Газпромнефть».

Основные результаты и выводы

1. Показано, что механические примеси являются основной причиной отказа скважинного насосного оборудования на месторождениях Западной Сибири. Наиболее эффективным способом защиты насосного оборудования от негативного влияния механических примесей является применение десендеров.

2. Разработанная методика компьютерного моделирования процесса работы десендеров различных конструкций позволяет определять эффективность их работы.

3. Разработанная методика проведения стендовых испытаний по оценке эффективности десендеров обеспечивает максимальную ошибку не более 5%. Для проведения исследований по разработанной методике был сконструирован и изготовлен стенд для испытаний десендеров.

4. Предложенная универсальная рейтинговая система оценки эффективности работы десендеров обеспечивает объективность и информативность.

5. Проведены сравнительные испытания 12 типоразмеров десендеров различных типов, имеющих общее свойство - отсутствие приводного вала. Полученные рабочие характеристики десендеров, позволяют повысить эффективность их использования в составе скважинных насосных установок за счет правильного выбора.

6. Разработанный на основе результатов проведенных исследований десендер обеспечивает высокую эффективность отделения механических примесей в

условиях месторождений Западной Сибири. Так, в интервалах расхода жидкости от 50 до 125 м3/сут при размерах частиц механических примесей от 65 мкм и более, коэффициент сепарации составляет 100%.

7. Для обоснованного и оптимального выбора десендеров по условиям эксплуатации целесообразно применять разработанную программу «Подбор десендера», которая интегрирована с программным комплексом «Автотехнолог».

8. Опытный образец разработанного десендера СПНЦ73 успешно прошел промысловые испытания. Принято решение о расширении промысловых испытаний, для чего выпущена опытная серии десендеров СПНЦ73.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Булат A.B., Сабиров A.A., Соколов H.H., Донской Ю.А., Якимов С.Б., Строев B.C. «О возможности использования десендеров в борьбе с песком», НТЖ «Территория Нефтегаз» №3, 2010. с. 74-76.

2. Ивановский В.Н., Сабиров A.A., Булат A.B. «Системы защиты скважинного оборудования от механических примесей», НТЖ «Территория Нефтегаз» №9, 2010. с. 62-67.

3. Сабиров A.A., Булат A.B., Зуев A.C., Коновалов В.В. «Уточнение методики стендовых испытаний скважинных сепараторов механических примесей», НТЖ «Территория Нефтегаз» №2,2011 г. с.22-25.

4. Булат A.B. «Стендовые испытания эффективности работы сепараторов механических примесей» Тезисы докладов IX Всероссийской научно -технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». Часть II. Секции 5 - 10. 30 января - 1 февраля 2012 г., М.:2012г. с. 59-60.

5. Булат A.B. «Повышение эффективности работы СНО при эксплуатации скважин с повышенным содержанием механических примесей», Научно-

техническая конференция молодых ученых и специалистов ОАО «РИТЭК», посвященная 20-ти летию ОАО «РИТЭК» М.:2012 г. с.20-28.

6. Булат A.B., Ивановский В.Н., Сабиров A.A., Свидерский C.B., Якимов С.Б. «Влияние вязкости добываемого флюида на рабочую характеристику скважинных сепараторов механических примесей», «Оборудование и технологии в нефтегазовом комплексе», ВНИИОЭНГ №5, 2012. с. 22-30.

7. Булат A.B., Ивановский В.Н., Сабиров A.A., Свидерский C.B., ЯкимовС.Б. «Влияние наличия свободного газа на рабочую характеристику скважинных сепараторов механических примесей», «Оборудование и технологии в нефтегазовом комплексе», ВНИИОЭНГ №5,2012. с.31-36.

8. Булат A.B., Ивановский В.Н., Сабиров A.A., Якимов С.Б., Тетюев П.Б. «Предварительные результаты опытно-промысловых испытаний сепаратора механических примесей» НТЖ «Территория Нефтегаз», №11, 2012. с. 12-16.

9. Патент RU №124308. Скважинный газопесочный сепаратор. Авт. изобрет. Ивановский В.Н., Сабиров A.A., Булат A.B., Димаев Т.Н., Якимов С.Б., Деговцов A.B., Пекин С.С. - М. кл. Е 21 В 43/38 заявл. 21.08.2012, опубл. 20.01.2013 Б.И. №2.

10. Патент RU №124497. Стенд для проведения испытаний скважинных газопесочных сепараторов. Авт. изобрет. Ивановский В.Н., Сабиров A.A., Булат A.B., Димаев Т.Н., Якимов С.Б., Деговцов A.B., Пекин С.С. - М. кл. Е 21 В 43/38 заявл. 08.08.2012, опубл. 27.01.2013 Б.И. №3.

Подписано в печать 23.04.2013. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ № 190

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

имени И.М.Губкина

На правах рукописи

04201358014

Булат Андрей Владимирович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СКВАЖИННОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ СЕПАРАТОРОВ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтяная и газовая промышленность)

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель доктор технических наук профессор Ивановский В. Н.

Москва - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

Содержание........................................................................................2

Введение............................................................................................4

1. Современное состояние добычи нефти с повышенным содержанием механических примесей................................................................8

1.1 Влияние механических примесей на работу скважинного нефтедобывающего оборудования.........................................................8

1.2 Анализ состава твердых частиц и особенности эксплуатации месторождений Западной Сибири....................................................10

1.3 Методы борьбы с механическими примесями.....................................15

1.3.1 Технологические методы борьбы с механическими примесями............16

1.3.2 Технические методы борьбы с механическими примесями.................19

1.4 Анализ существующих методик расчета характеристик

десендеров..................................................................................24

1.5 Постановка задачи исследования.......................................................28

2. Создание методики компьютерных и стендовых испытаний десендеров.................................................................................31

2.1 Методика оценки эффективности десендеров на основе компьютерного моделирования.............................................................................................................31

2.1 Стенд для испытания десендеров. Модельные жидкости........................35

2.2 Методика проведения исследований эффективности десендеров.............40

2.3 Методика обработки экспериментальных данных и построение характеристик десендеров...............................................................45

2.4 Рейтинговая система оценки эффективности работы десендера...............51

2.5 Выводы.....................................................................................54

3. Объекты и результаты стендовых испытаний

десендеров..................................................................................55

3.1 Анализ конструктивных и технологических особенностей десендеров.......55

3.1.1 Десендер «СаушБ»....................................................................55

3.1.2 Десендер ООО «АЛМАЗ»..........................................................57

3.1.3 Десендер СМГБ (ПК «БОРЕЦ»)................................................58

3.1.4 Десендер УСПТ (НПК ООО «Нефтеспецтехника»)..........................62

3.1.5 Десендер УСПШ (НПК ООО «Нефтеспецтехника»)..........................64

3.1.6 Десендер ПГ (ОАО «ЭЖАМ-Нефтемаш»)......................................66

3.2 Результаты стендовых испытаний.....................................................68

3.3 Анализ полученных результатов стендовых испытаний.........................82

3.4 Выводы.....................................................................................84

4. Оптимизация конструкции и использование десендеров на основе

стендовых испытаний и разработка методики расчета.......... ................85

4.1 Разработка погружного десендера СПНЦ..............................................85

4.2 Компьютерные и стендовые исследования СПНЦ73................................88

4.3 Программа подбора десендеров..........................................................93

4.4. Опытно-промысловые испытания десендера СПНЦ73.............................94

4.5. Выводы.......................................................................................99

Основные результаты и выводы по работе............................................100

Список используемых источников......................................................102

Приложения....................................................................................109

Приложение 1. Программа промысловых испытаний СПНЦ73.....................109

Приложение 2. Акт внедрения установки УЭЦН с десендером СПНЦ73.........112

Приложение 3. Протокол испытаний сепаратора механических примесей... .....113

Приложение 4. Протокол испытания СПНЦ73..........................................123

Приложение 5. Листинг и фото программы «Подбор десендера»...................124

Приложение 6. Патент на полезную модель «Стенд для проведения испытаний скважинных газопесочных сепараторов»..................................................136

Приложение 7. Патент на полезную модель «Скважинный газопесочный сепаратор».......................................................................................138

Введение

Интенсификация добычи нефти, требующая значительных величин депрессии на пласт, широкое применение горизонтального бурения основных и дополнительных стволов скважин для расширения области притока пластового флюида в скважину, большое количество обработок призабойных зон пласта с помощью гидравлических разрывов различной интенсивности и закачки химических реагентов приводит к увеличению выноса механических примесей в эксплуатационные нефтяные и газовые скважины. При этом необходимо учитывать, что более 90% нефти в России добывается с помощью скважинных насосных установок, рабочие органы которых являются подвижными элементами, контактирующими между собой и пластовым флюидом. Это приводит к ограничениям по количеству, твердости и гранулометрическому составу механических примесей, содержащихся в перекачиваемой среде. Например, для обычного исполнения скважинных штанговых насосов содержание механических примесей твердостью не более 7 единиц по шкале Мооса не должно превышать 1,3 г/л, а для износостойкого исполнения погружных центробежных насосов - не более 0,5 г/л при твердости, не превышающей 5 единиц по шкале Мооса [14]. Поэтому решение проблемы защиты погружного оборудования от механических примесей является очень актуальной задачей [16].

Методы борьбы с негативным влиянием механических примесей делятся на химические, технические, технологические и профилактические. Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки [6]. Системы защиты скважинного оборудования от механических примесей можно разделить на несколько основных классов: скважинные фильтры, фильтры скважинных насосных установок и сепараторы механических примесей.

Общим недостатком всех сепараторов является отсутствие их характеристики работы. Производители иногда указывают максимальный

коэффициент сепарации, не указывая рабочую область и размер частиц, которые эффективно будет улавливать устройство.

Как показал анализ структуры механических примесей для месторождений Западной Сибири, средний размер частиц составляет не более 160 мкм.

Целью настоящей диссертационной работы является разработка технических и методологических предложений по повышению эффективности работы скважинных насосных установок для добычи нефти в условиях месторождений Западной Сибири на основе исследований сепараторов механических примесей (в дальнейшем - десендеров).

Основные задачи исследования:

1. Разработать методику оценки эффективности десендеров на основе компьютерного моделирования, обеспечивающую возможность определения Кссп различных десендеров при различных режимах работы.

2. Получить характеристики эффективности работы серийно выпускаемых десендеров различных конструкций в зависимости от расхода жидкости и размера частиц и определить оптимальные области применения этих видов оборудования. Для этого необходимо разработать методику и создать стенд для исследований десендеров.

3. Опираясь на полученные данные, разработать рейтинговую систему оценки работы десендеров и программу подбора оборудования для заданных режимов работы.

4. Основываясь на результатах исследования, разработать конструкцию десендера, которая является эффективной для работы в условиях месторождений Западной Сибири.

5. Подтвердить выводы стендовых и компьютерных исследований в промысловых испытаниях.

Научная новизна работы. Разработана методика оценки эффективности десендеров на основе компьютерного моделирования, обеспечивающая возможность определения Ксеи различных десендеров при различных режимах

работы. Впервые получены зависимости коэффициента сепарации от расхода жидкости и гранулометрического состава частиц для десендеров, серийно выпускаемых различными российскими и зарубежными производителями, а также для вновь разработанных моделей десендеров.

Практическая ценность работы. Характеристики, полученные в результате компьютерных и стендовых исследований, позволили определить оптимальные области применения различных десендеров на объектах добычи нефти, разработать методику и программу подбора данного вида оборудования. Разработанный на основе результатов проведенных исследований десендер обеспечивает высокую эффективность отделения механических примесей в условиях месторождений Западной Сибири.

Реализация работы е промышленности. Результаты диссертационных исследований нашли применение в ОАО «ТНК-ВР». Характеристики, полученные в процессе исследования десендеров и разработанная рейтинговая система, использованы в программе подбора оборудования «Автотехнолог». Созданные десендеры проходят промысловые испытания на Самотлорском месторождении (ОАО «Самотлорнефтегаз»), в скважинах с высоким содержанием механических примесей.

Апробация результатов работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» ( г.Москва, 2012г.), научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «РИТЭК», посвященной 20-тилетию ОАО «РИТЭК» ( г.Москва 2012г.)

Публикации. Основное содержание диссертации представлено в 10 печатных работах (из них 2 патента на полезную модель), в том числе в 6 публикациях в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованных источников и приложения.

Работа изложена на 108 страницах основного текста и содержит 70 рисунков и 12 таблиц.

Содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы и практическая значимость исследования.

В первой главе проведен анализ условий эксплуатации и основных причин отказов скважинного оборудования для добычи нефти, обзор литературных источников, посвященных системам защиты скважинных насосов от вредного воздействия механических примесей, в том числе - десендерам, поставлена цель исследования и определены задачи, которые необходимо решить для достижения поставленной цели.

Во второй главе описана разработанная методика и представлен стенд для проведения испытаний десендеров, представлена компьютерная модель для проведения компьютерных исследований десендеров.

В третьей главе приведен анализ конструкций серийно выпускаемых десендеров различных фирм-производителей, представлены и проанализированы результаты стендовых и компьютерных исследований эффективности работы десендеров.

В четвертой главе описана конструкция разработанного циклонного десендера СПНЦ73, результаты компьютерных, стендовых исследований и результаты опытно-промышленных испытаний на Самотлорском месторождении (ОАО «Самотлорнефтегаз»).

1. Современное состояние добычи нефти с повышенным содержанием механических примесей

1.1 Влияние механических примесей на работу скважинного нефтедобывающего оборудования

В современных условиях добычи нефти все чаще приходится сталкиваться с факторами, осложняющими условия работы скважинного оборудования по таким основным параметрам как коррозионная агрессивность, пескопроявление, газовый фактор, вязкость, наличие асфальто-смоло-парафинистых отложений (АСПО). Все эти факторы приводят к уменьшению межремонтного периода оборудования, средней наработки на отказ и, соответственно, к простоям скважины [1].

А так как нефтяные компании повсеместно проводят комплексы работ по интенсификации добычи нефти, то эта проблема является главнейшей. Проведение комплекса этих работ (увеличение депрессии на пласт, ГРП) приводит к увеличению концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в откачиваемом флюиде, что негативно сказывается на работе подземного оборудования [2, 3]. Удельный вес причин преждевременного отказа оборудования представлен на рис.1.1 и 1.2 [4, 5].

■ Механическая примесь

■ Абразивный износ

■ Конструктивный отказ

■ Организационные причины

6%

■ Недостаточный приток

■ Солеотложение

и Негерметичность НКТ

■ Прочие

Рис. 1.1 Причины преждевременных отказов УЭЦН в ОАО «НГК «Славнефть» за 2009 год

I Механические

примеси I Отложение солей

• Не установлена

■ Брак завода

■ Ошибка при подборе оборудования

■ ТКРС

в Коррозия я Выработка ресурса «ГТМ

Рис. 1.2 Причины преждевременных отказов УЭЦН на месторождениях Западной Сибири

Как видно из рисунков, наибольшее число отказов при эксплуатации УЭЦН происходит из-за влияния механических примесей. Это происходит потому, что примеси по своим размерам, составу и твердости разнообразны и оказывают негативное влияние на работу всего оборудования.

В [6] рассмотрены основные составляющие механических примесей. Ими являются:

• породообразующие компоненты;

• продукты коррозии металла оборудования;

• не закрепившийся проппант;

• твердые вещества, образующиеся в результате химических реакций взаимодействия перекачиваемых жидкостей;

• различные включения, попадающие в скважину в процессе строительства, монтажа оборудования и ремонтных работ.

• соли, выпадающие из пластового флюида из-за изменения термобарических условий.

Негативное влияние механических примесей на оборудование проявляется в виде:

• Износа рабочих органов центробежных насосов ЭЦН абразивными частицами после ГРП или частицами горных пород.

• Отложений солей на рабочих органах насоса.

• Загрязнения скважинного оборудования, попадание в насос окалины.

• Заклинивания и истирание обратного клапана.

• Самопроизвольного расчленение скважинного оборудования по узлам соединения. Наиболее часто это связанно с появлением повышенной вибрации при работе оборудования, вызванной износом рабочих элементов и отложением солей, вызванной износом рабочих элементов и отложением солей. [7,8]

1.2 Анализ состава твердых частиц и особенности эксплуатации месторождений Западной Сибири

Западносибирский нефтегазоносный бассейн — крупнейший нефтегазоносный бассейн мира. Расположен в пределах Западносибирской равнины., площадью около 3,5 млн км2. Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70 % российской нефти. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями Юрского и Мелового периода. Большая часть нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000—3000 м; газа и газоконденсата на глубине до 2000 м. Основная доля добычи Западносибирской нефти приходится на Самотлорское месторождение [8].

Самотлорское нефтяное местороэ/сденне (Самотлор) — крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Нижневартовска. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд. т. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд. т нефти. Его условия эксплуатации соответствуют во многом условиям эксплуатации других, более мелких месторождений [9].

это необходимо для нахождения оптимального метода борьбы с механическими примесями. В таблице 1.2 представлен анализ обводненности продукции и нахождение среднего значения обводненности. На рис. 1.4 представлена гистограмма распределения количества скважин по обводненности.

Таблица 1.2 Анализ обводненности продукции скважин Самотлорского

месторождения

Интервал Середина интервала Количество скважин Xcp*N Среднее шачение

Хлев Хпр Хер N

0 5 2,5 44 110

5 10 7,5 62 465

10 15 12,5 49 612,5

15 20 17,5 51 892,5

20 25 22,5 59 1327,5

25 30 27,5 48 1320

30 35 32,5 64 2080

35 40 37,5 76 2850

40 45 42,5 101 4292,5

45 50 47,5 104 4940

50 55 52,5 104 5460 78,87

55 60 57,5 131 7532,5

60 65 62,5 160 10000

65 70 67,5 208 14040

70 75 72,5 293 21242,5

75 80 77,5 293 22707,5

80 85 82,5 358 29535

85 90 87,5 425 37187,5

90 95 92,5 665 61512,5

95 100 97,5 1704 166140

СУММА 4999 394247,5

■ Углистое вещество

■ Карбонат

■ Калишпат

■ Обломки пород

■ Гидроокислы железа

■ Слюда

■ Кварц

■ Плагиоклаз

Таблица 1.3

Пластовые Твердость Абсолютная

минералы по Моосу твердость

Кварц 7 100

Обломки пород 6-7 72...100

Плагиоклаз 6 72

Калишпат 3 21

Кальцит 3 9

Слюда 2,5

Гидроокислы 0

железа

Уголь 0

Рис. 1.5 Средний состав выносимых на поверхность частиц.

В работе [14] были проведены работы по изучению гранулометрического состава механических примесей по пластам залегания для месторождений Западной Сибири. Процентное соотношение видно на рис.1.6.

Диаметр зерен, мм

Рис. 1.6 Гранулометрический состав механических примесей по пластам Самотлорского месторождения.

Из представленных данных видно, что средняя вязкость для месторождения составляет 1,63 сП, это обусловлено высокой обводненностью продукции ( в среднем 78,9%). В более чем 1/3 всех скважин, обводненность составляет 95% и выше.

Набольший уд�