Что такое механические примеси в скважине

Обновлено: 07.07.2024

Что такое механические примеси в скважине

НЕФТЬ, НЕФТЕПРОДУКТЫ И ПРИСАДКИ

Метод определения механических примесей

Petroleum, petroleum products and additives. Method for determination of mechanical admixtures

____________________________________________________________________
Текст Сравнения ГОСТ 6370-2018 с ГОСТ 6370-83 см. по ссылке.
- Примечание изготовителя базы данных.
__________________________________________________________________

Дата введения 1984-01-01

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР

Е.М.Никоноров, д-р техн. наук; В.В.Булатников, канд. техн. наук; В.Д.Милованов, канд. техн. наук (руководители темы); Л.А.Садовникова, канд. техн. наук; Л.Г.Нехамкина, канд. хим. наук; Н.П.Соснина, канд. хим. наук; Т.И.Довгополая

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 12.04.83 N 1708

3. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ*

* См. ярлык "Примечания". - Примечание изготовителя базы данных.

4. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка

5. Ограничение срока действия снято по протоколу N 3-93 Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (ИУС 5-6-93)

6. ИЗДАНИЕ (январь 2007 г.) с Изменением N 1, утвержденным в июле 1988 г. (ИУС 11-88)

Переиздание (по состоянию на март 2008 г.)

Настоящий стандарт распространяется на нефть, жидкие нефтепродукты и присадки и устанавливает метод определения механических примесей.

Настоящий стандарт не распространяется на пластичные смазки и битумы.

Сущность метода заключается в фильтровании испытуемых продуктов с предварительным растворением медленно фильтрующихся продуктов в бензине или толуоле, промывании осадка на фильтре растворителем с последующим высушиванием и взвешиванием.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1. АППАРАТУРА, МАТЕРИАЛЫ И РЕАКТИВЫ

Насос водоструйный по ГОСТ 25336 или другого типа, обеспечивающий предельное остаточное давление не более 1,33·10 Па (10 мм рт.ст.).

Шкаф сушильный или термостат, обеспечивающие температуру нагрева (105±2)°С.

Баня водяная или электроплитка с закрытой спиралью.

Весы аналитические с погрешностью взвешивания не более 0,0002 г.

Стеклянная лабораторная посуда и оборудование по ГОСТ 25336:

стаканы В-1-200ТС, В-1-400ТС, В-1-600ТС, В-1-1000ТС или колбы Кн-2-500-34ТС, Кн-2-500-50ТС, Кн-2-750-34ТС, Кн-2-1000-34ТС, КН-2-1000-42ТС, Кн-2-1000-50ТС;

стаканчики СВ 14/8, 19/9, 24/10, 34/12;

воронки В56-80ХС, В75-110ХС;

колбы 1-500, 1-1000;

эксикаторы 1-190; 1-250; 2-190; 2-250.

Воронки Бюхнера 1, 2, 3, 4, 5 по ГОСТ 9147.

Воронка для горячего фильтрования.

Стеклянная палочка длиной 150-200 мм с оплавленным концом.

Промывалка с резиновой грушей.

Беззольный бумажный фильтр марки "Белая лента" или "Красная лента" или воронки ВФ-1-40-ПОР10, ВФ-1-60-ПОР10, ВФ-1-90-ПОР10, ВФО-40-ПОР10-19/26, ВФО-60-ПОР10-29/32, ВФО-90-ПОР10-29/32 по ГОСТ 25336.

При разногласиях в оценке качества продукции по механическим примесям применяют бумажный фильтр марки "Белая лента", испытания проводят в одинаковых условиях.

Нефрас-С 50/170 по ГОСТ 8505 или нефрас или по НТД или бензин прямогонный с температурой начала кипения не ниже 80°С.

Спирт этиловый ректификованный технический по ГОСТ 18300.

Эфир этиловый технический.

Толуол нефтяной по ГОСТ 14710 или по ГОСТ 5789.

Смесь этилового спирта и толуола 1:4 (по объему).

Смесь этилового спирта и этилового эфира 4:1 (по объему).

Серебро азотнокислое по ГОСТ 1277, раствор 0,1 моль/дм.

Вода дистиллированная по ГОСТ 6709.

Термометр ТЛ-2 1-2 по ГОСТ 28498.

Бумага фильтровальная по ГОСТ 12026.

Вакуумметр, обеспечивающий регистрацию остаточного давления 1,33·10 Па (10 мм рт.ст.).

При испытании допускается использовать реактивы квалификации не ниже указанной в стандарте.

Разд.1. (Измененная редакция, Изм. N 1).

2. ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЮ

2.1. Пробу нефтепродукта хорошо перемешивают вручную встряхиванием в течение 5 мин в емкости, заполненной не более ее вместимости. Парафинистые и вязкие нефтепродукты предварительно нагревают до 40°С-80°С.

Пробы присадок к маслам нагревают до 70°С-80°С и затем тщательно перемешивают стеклянной палочкой в течение 5 мин.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.2. (Исключен, Изм. N 1).

2.3. Бумажный или стеклянный фильтр промывают тем же растворителем, который применяют при испытании.

Бумажный фильтр помещают в чистый сухой стаканчик для взвешивания.

Стаканчик с фильтром с открытой крышкой или стеклянный фильтр сушат в сушильном шкафу при температуре (105±2)°С в течение 45 мин, после чего стаканчик закрывают крышкой. Стеклянный фильтр или стаканчик с фильтром охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают с погрешностью не более 0,0002 г.

Стаканчик с фильтром или стеклянный фильтр высушивают и взвешивают до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г. Повторные высушивания фильтра производят в течение 30 мин.

2.4. Если для испытания в качестве растворителя используют спирто-толуольную или спирто-эфирную смесь, то перед высушиванием и доведением до постоянной массы фильтры дополнительно обрабатывают фильтрованием 50 см горячего спирта с температурой 50°С-60°С.

2.5. При необходимости фильтр промывают 50 см горячей дистиллированной воды, нагретой до температуры 80°С.

При необходимости вязкость испытуемого продукта определяют по ГОСТ 33.

2.3-2.5. (Измененная редакция, Изм. N 1).

2.6. Все растворители должны быть профильтрованы через фильтр того же типа, на котором проводят испытание пробы.

(Введен дополнительно, Изм. N 1).

3. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЯ

3.1. В стакан помещают подготовленную пробу испытуемого продукта и разбавляют подогретым растворителем (бензином, толуолом) в соответствии с табл.1. Перед испытанием предварительно определяют минимальный объем пробы и растворителя, необходимого для ее растворения.

При определении механических примесей в нефтях, темных нефтепродуктах, смазочных маслах с присадками и в присадках в качестве растворителя применяют толуол.

Методы защиты УЭЦН от влияния механических примесей: комплексный подход к решению проблемы Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Куличенко Павел Сергеевич

Одним из основных факторов осложняющих эксплуатацию скважин является содержание механических примесей в пластовом флюиде. Проблема выноса вместе с нефтью механических примесей имеет место во многих нефтедобывающих регионах России и зарубежных стран. В таких условиях резко сокращается межремонтный период эксплуатации насосного оборудования ввиду его преждевременного износа и отказа в результате воздействия песка и других твердых абразивных частиц. Т.к. более 90% нефти в России добывается при помощи скважинных насосных установок, из них около 80% установками ЭЦН, вопрос формирования эффективного комплекса мероприятий по защите скважинного оборудования от механических примесей является первостепенным.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Методы защиты УЭЦН от влияния механических примесей: комплексный подход к решению проблемы»

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ УЭЦН ОТ ВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ: КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ

ПРОБЛЕМЫ Куличенко П.С.

Куличенко Павел Сергеевич - студент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: одним из основных факторов осложняющих эксплуатацию скважин является содержание механических примесей в пластовом флюиде. Проблема выноса вместе с нефтью механических примесей имеет место во многих нефтедобывающих регионах России и зарубежных стран. В таких условиях резко сокращается межремонтный период эксплуатации насосного оборудования ввиду его преждевременного износа и отказа в результате воздействия песка и других твердых абразивных частиц. Т.к. более 90% нефти в России добывается при помощи скважинных насосных установок, из них около 80% установками ЭЦН, вопрос формирования эффективного комплекса мероприятий по защите скважинного оборудования от механических примесей является первостепенным. Ключевые слова: механические примеси, фильтры, защита УЭЦН.

В настоящее время имеется множество технологий по предотвращению влияния мехпримесей на оборудование, а также типов и конструкций фильтров, однако отработанных и научно обоснованных правил выбора методов защиты для оборудования нефтяных и газовых скважин все еще недостает [2].

Необходимо проводить формирование эффективного комплекса мероприятий по снижению негативного влияния механических примесей на основании анализа о строении выбранного объекта и учитывать взаимовлияние различных видов осложнений в конкретной скважине.

В зависимости от механизма методы защиты ГНО от абразивных частиц в добываемом флюиде делятся на четыре основные группы (Рис. 1).

Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей

Предотвращение/ ограничение поступления мехпримесей в скважину

Предотвращение/ ограничение поступления мехпримесей в насосную установку

Технические решен ия, применяемые в УЭЦН

Подготовка ствола скважины перед спуском ГНО и профилактические мероприятия

Рис. 1. Методы борьбы с механическими примесями 26

Оправданными являются методы борьбы с пескопроявлениями, основанные на предотвращении выноса песка в скважину. С этой целью применяются химические, физико-химические, механические, технологические методы и их комбинации для закрепления пород в ПЗП [2; 5].

К механическим методам относится применение забойных фильтров, устанавливаемых непосредственно в зоне перфорации. Это фильтры в виде перфорированной части обсадной колонны, извлекаемые, устанавливаемые в качестве хвостовика ОК или на пакере ниже части спускаемой колонны [9].

Технологические методы включают в себя такие мероприятия как подбор параметров эксплуатации скважины и ограничение депрессии на пласт. Верно выбранная методика позволит удерживать депрессию ниже критического уровня, при котором происходит разрушение пород, и таким образом, предупреждать вынос механических примесей из пласта [3]. Снижение обводненности - известно, что при обводнении происходит размыв и разрушение глинистых частиц горной породы продуктивных коллекторов нефти и газа, вследствие чего начинается интенсивный вынос пластового песка в скважины [2].

Эффективной является методика заканчивания скважин с созданием гравийного фильтра в необсаженном продуктивном интервале. Сущность технологии заключается в закачке посредством труб НКТ отсортированного гравия на забой в расширенный интервал между пластом и фильтром, и признана наиболее эффективным методом предотвращения пескопроявлений и обеспечения длительной эксплуатации высокодебитных скважин без снижения их производительности и остановок на ремонт [1].

Химические - это закачка в пласт скрепляющих растворов, смол и композиций на их составе. Одна из таких технологий основана на использовании смолы Линк (основной разработчик — ЗАО «Геотехно-КИН»). В отличие от других технологий в данном случае в призабойной зоне пласта не формируется монолитный экран, а создается хорошо проницаемая структура благодаря частичному заполнению порового пространства отверждаемой смолой [6]. Коксование - еще один способ укрепления призабойной зоны, сущность состоит в получении кокса в пласте в качестве вяжущего материала за счет продолжительного окисления нефти в призабойной зоне горячим воздухом [7].

Распространенным методом защиты насоса от интенсивного выноса механических примесей является их отделение от добываемой жидкости перед входом в электроцентробежный насос защитными фильтрами [5].

В настоящее время разработано большое количество конструкций скважинных фильтров, наиболее популярными являются щелевая (перфорационная), каркасно-проволочная и сетчатая конструкции. Также, при интенсивном выносе механических примесей применяются сепараторы механических примесей (десендеры) и шламоуловители различных конструкций.

Каждая конструкция фильтров имеет определенные оптимальные условия эксплуатации, ряд достоинств и недостатков, но не одна из них не является универсальной. В сложных эксплуатационных условиях, таких как непредвиденный вынос механических частиц неучтенного гранулометрического состава в результате ГТМ или при выполнении других операций, большинство конструкций фильтров будут неспособны задержать эти примеси [4].

Одним из самых существенных недостатков всех конструкций фильтров является засорение фильтра и невозможность его регенерации в процессе эксплуатации.

Применение УЭЦН в износостойком исполнении также является одним из методов снижения издержек на ремонте скважин, осложненных повышенным выносом механических примесей, что широко используются в мировой практике и оказывается эффективным в случае умеренной и малой интенсивности выноса песка.

В качестве профилактики и борьбы с отказами погружного оборудования по механическим примесям осуществляется несколько групп мероприятий - ограничение КВЧ в технических жидкостях при бурении и освоении, очистка призабойной зоны и ствола скважины, в том числе с помощью колтюбинговой установки (гибкими трубами), промывка зупфа скважины, контроль за КВЧ в процессе эксплуатации, осуществление плавного пуска и вывода на режим скважин с использованием частотных преобразователей.

Но все же наиболее эффективным является применение комплексной технологии по оборудованию скважин фильтрами, укреплению ПЗП, проведению капитального ремонта в комплексе с ограничением водопритоков, контроль за КВЧ в процессе эксплуатации, вывод скважины на оптимальный режим с учетом комплексного влияния всех действующих факторов и др., при этом все технологические операции должны рассматриваться как единое целое, а не отдельные технические решения [2].

Общая результативность борьбы с вредным влиянием механических примесей увеличивается именно при комплексном использовании существующих методов. Конечно, главным критерием, определяющим целесообразность применения того или иного метода, является его экономическая эффективность [8].

1. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации в 6 т.: Справочное пособие / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов Москва: Недра-Бизнесцентр, Т.3., 2003. 431 c.

2. Клещенко И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах/ Учебное пособие / И.И Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ. 2010. 344 с.

3. Камалетдинов Р.С. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями// Инженерная практика. 2010. № 02. С. 6 - 13.

4. Колмаков Е.А. Обзор конструкций фильтров в составе погружных электроцентробежных насосов при добыче нефти/ Е.А. Колмаков, И.В. Кондратов, И.В. Зеньков // Вестник Кузбасского государственного технического университета. 2016. № 1. С. 150 - 155.

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

5. Лыкова Н.А. Оборудование для работы УЭЦН в условиях интенсивного выноса механических примесей // Инженерная практика. 2017. № 03. С. 58 - 62.

6. Михайлов А.ЛКомплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Г. Михайлов, В.А. Волгин, Р.А. Ягудин, В.А. Стрижнев, В.В. Рагулин // Территория нефтегаз. 2010. № 12. С. 84 - 89.

8. Мамаев В.Н. Предотвращение выноса песка из добывающих скважин / В.Н Мамаев, А.Р. Мавзютов, А.Р. Эпштейн, Я.Р. Сафаров // Экспозиция нефть газ. 2015. № 5 (44). С. 29 - 31.

Способы защиты от механических примесей в добываемой жидкости Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Апасов Ринат Темиргалиевич, Шошаева Зиярат Абдулджалиловна

Проблема проявления механических примесей в добывающих скважинах остается актуальной по сей день. Методы борьбы заключаются в дефорсировании откачки жидкости и предотвращении попадания механических примесей в насос. Снижение темпов добычи не очень привлекательно для нефтяных компаний, в связи с этим становится актуальным применение фильтров . В данной работе рассмотрены фильтры , принцип их действия и эффективность применения.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

WAYS TO PROTECT FROM MECHANICAL IMPURITIES IN THE PRODUCED FLUID

The problem of mechanical impurities in producing wells remains relevant to this day. Methods of struggle: slowdown pumping the liquid and preventing the ingress of mechanical impurities in the pump. The decline in production is not very attractive for the oil companies, in this regard, it becomes relevant the use of filters . In this paper, the filters , the principle of their operation and effectiveness.

Текст научной работы на тему «Способы защиты от механических примесей в добываемой жидкости»

СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В ДОБЫВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ

Апасов Ринат Темиргалиевич

канд. техн. наук, доцент Тюменского индустриального университета,

Шошаева Зиярат Абдулджалиловна

студент 3 курса, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений,

Тюменский индустриальный университет,

WAYS TO PROTECT FROM MECHANICAL IMPURITIES IN THE PRODUCED FLUID

candidate of technical Sciences, associate Professor of Tyumen industrial University,

3rd year student, Department of development and exploitation of oil and gas fields, Tyumen industrial University,

Проблема проявления механических примесей в добывающих скважинах остается актуальной по сей день. Методы борьбы заключаются в дефорсировании откачки жидкости и предотвращении попадания механических примесей в насос. Снижение темпов добычи не очень привлекательно для нефтяных компаний, в связи с этим становится актуальным применение фильтров. В данной работе рассмотрены фильтры, принцип их действия и эффективность применения.

The problem of mechanical impurities in producing wells remains relevant to this day. Methods of struggle: slowdown pumping the liquid and preventing the ingress of mechanical impurities in the pump. The decline in production is not very attractive for the oil companies, in this regard, it becomes relevant the use of filters. In this paper, the filters, the principle of their operation and effectiveness.

Ключевые слова: механические примеси, фильтры, износостойкий насос.

Keywords: mechanical impurities, filters, wear resistant pump.

Механические примеси, сопровождающие работу внутрискважинного оборудования, можно разделить на две категории: искусственные (материалы, использованные при гидроразрыве пласта) и натуральные (непосредственно разрушенная порода пласта). Цель работы - выявить наиболее эффективный и приемлемый метод борьбы с механическими примесями в добываемой жидкости.

Поступление частиц породы из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации [5] (или перепаде давления).

Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий

дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.

Отбор проб добываемой жидкости из скважин Мамонтовского месторождения показал в среднем наличие механических примесей 250 мг/литр, а на 15 процентов скважин - более 500 мг/литр. По техническим условиям на установке электроценробеж-ного насоса российского производства допускается количество механических примесей не более 100 мг/литр.

Так же механические примеси могут заноситься в скважину с поверхности, с оборудованием или с раствором для глушения скважин. На Мамонтов-ском месторождении проводятся мероприятия направленные на предотвращение заноса механических примесей в скважину.

Все способы снижения влияния механических примесей на работу внутрискважинного оборудования делятся на 4 группы, как показано на следующей схеме (Рис. 1).

Рисунок 1. Способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования

Основной причиной появления механических примесей в добываемой жидкости считается увеличение депрессии на пласт и вынос их с призабойной зоны скважины [4].

Можно выделить две группы методов борьбы с песком при эксплуатации скважин:

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

1) предупреждение поступления песка из пласта в скважину;

2) регулирование поступления песка из пласта в скважину.

Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применение различного рода фильтров и крепление призабойной зоны.

Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается. Также для снижения попадания песка в насос применяют песочный якорь.

Для уменьшения влияния механических примесей рекомендуется внедрение износостойких насосов [7] (при содержании механических примесей от 0,1 до 0,5 г/л) и фильтров, устанавливаемых в зоне перфорации скважины.

Для предотвращения выноса незакрепленного проппанта, при производстве ГРП в интервал перфорации, на специально доработанном пакере устанавливается фильтр марки «ФС - 73». Завод изготовитель ОАО «ТЯЖПРЕССМАШ» г.Рязань, схема установки представлена на рисунке 2.

Пакер герметизирует пространство между эксплуатационной колонной и корпусом фильтра, предотвращая проникновение проппанта в эксплуатационную колонну.

Конструкция фильтра предотвращает проникновение проппанта в скважину, расстояние между витками проволочного фильтро-элемента 0,35 мм, при этом допускается проведение любых операций с призабойной зоной СКО, ГВЖ.

Пропускная способность фильтроэлемента 80 -107 литров в минуту на 1 метр, что перекрывает диапазоны подач применяемого оборудования.

Рисунок 3. Изменение наработки на отказ до и после установки фильтра

Рисунок 2. Схема установки фильтра ФС-73

Основание в верхней части имеет шпильки и нижний фланец с отверстиями для соединения входного модуля с модулем-секцией и протектором. В подшипниках основания размещен вал, который посредством шлицевых муфт соединяется с валами насоса и протектора.

В конструкции входного фильтр-модуля используется проволочная сетка из нержавеющей стали, устанавливаемой под металлическим каркасом с продольными щелями перед входными отверстиями корпуса модуля. Установка входного модуля позволяет предотвратить поступления в насос механических примесей больших размеров, чем предусмот-

Снижение дебита поспособствует более успешному оседанию механических примесей в зоне скважины предназначенной для их успокоения. Но данная проблема имеет глобальный характер, и подразумевает значительное снижение темпов добычи по всему промыслу в целом, что не является привлекательным для нефтяных компаний. Таким образом, применение фильтров становится главным решением рассматриваемой проблемы. Данные опыт-

рено размерами ячейки, что повышает надежность и эффективность работы УЭЦН, увеличивает ее межремонтный период.

Эффективность фильтров, применяемых на Ма-монтовском месторождении, показана на рисунке 3 и в таблице 1.

но-промысловых испытаний подтверждают эффективность применения фильтров, увеличение наработки установки на отказ более чем в полтора раза. Установка фильтра на забое, конечно, ускорит загрязнение призабойной зоны пласта, но конструкция фильтра позволяет проводить любые операции по увеличению приёмистости скважины. А само по себе крепление призабойной зоны как показывает практика, увеличит наработку почти в 2,5 раза.

Эффективность фильтров, применяемых на Мамонтовском месторождении

группа фильтров шашаь ед.вве кол-во скваапн на которых применялись сно до применения сно после применения заключение а эффективности

В составе ШУМ 20 1153 229 - Удобство монтажа.; ■ Ремонтопригоден: - Увеличивает наработку на отказ в 1,5 раза; ■ При большей КБЧ быстро забивается.

УЭЦН МВФ 5 99 168 - Удобство монтажа; ■ Увеличивает наработку на отказ е 1,5 раза; ■ При большом КВЧ быстро забивается.

Над УЭЦН ЮНПБС 10 1165 263 ■ Защищают от остановок по клнну - Увеличивает наработку на отказ е 1,5 раза

Забойные ФС-73 5 1135 327 ■ Улучшает надежностьн показатели работы УЭЦНт ^Увеличивает наработку на отказ в 2,5 раза.

1. 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

2. Гриценко, А. И., Алиев, З. С., Ермилов, О. М., Ремизов, В. В., Зотов А.Г. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, А. Г. Зотов. - М.: Наука, 1995. -523 с.

3. Ивановский В. Н. Нефтегазопромысловое оборудование. - Москва, 2006.

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

4. Каплан Л.С., Каплан А.Л. Справочное пособие нефтяника. Ч.1, II.-Уфа- Октябрьский: ОФ УГНТУ, 2004.320 с.

5. Каплан Л.С., Каплан А.Л. Технология и техника воздействия на нефтяной пласт. -Октябрьский: 2000.210 с.

6. Каплан Л. С. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. - М.: Недра, 1994.

7. Технологический регламент на производство работ по ремонту эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» Сургут 2001.

Решение проблемы интенсивного выноса механических примесей в компании «НИС а.д.» (Сербия)

В компании «НИС а.д.» в 2015 г. засорение механическими примесями вызвало 46 % отказов УЭЦН, еще 34 % составили отказы из-за образования асфальтосмолопарафиновых отложений, 32 % отказов обусловлено высокой температурой. Таким образом, механические примеси стали основной причиной отказов скважинного оборудования и проведения текущего ремонта скважин.

В компании «НИС а.д.» (Сербия) большинство скважин, осложненных наличием механических примесей, сосредоточено на самом крупном месторождении Кикинда. Примеси представлены слабосцементированным песчаником. Размер частиц составляет от 50 до 250 мкм (рис. 1), твердость по шкале Мооса — 7 баллов. Ситуация осложняется тем, что месторождение находится на поздней стадии разработки, для ряда скважин характерна высокая обводненность, что способствует разрушению скелета породы и увеличивает скорость выноса механических примесей.

Рис. 1. Распределение механических примесей по размеру частиц

Одним из применяемых в компании «НИС а.д.» способов борьбы с выносом механических примесей является установка собственных забойных фильтрующих систем. Практически весь осложненный фонд скважин оборудован забойными фильтрами, однако в большинстве случаев данный фильтр способен лишь временно решить проблему, и в процессе эксплуатации возникает необходимость ремонта скважины.

Основной причиной остановки скважин на месторождении Кикинда является отсутствие подачи (56 % случаев). Песок, выносимый из пласта, забивает отверстия фильтра, и жидкость перестает поступать на прием погружного оборудования. Вторая по значимости причина отказа — заклинивание погружного оборудования (24 % случаев): песок прорывается через забойный фильтр и попадает в насос. В обоих случаях приходится менять забойные фильтрующие системы, что, несомненно, увеличивает время ремонта и его стоимость.

Очевидно, что для условий месторождения Кикинда забойный фильтр является оптимальным методом борьбы с выносом механических примесей, так как он позволяет удержать песок в пласте и не допустить его попадания в скважину. Авторами предложено улучшить существующую технологию в соответствии с передовым мировым опытом. С мая по июнь 2016 г. на месторождении Кикинда была испытана технология установки забойных фильтров «Фрак Пак». Технология предусматривает стимуляцию пласта и установку забойной фильтрующей системы. Это снижает скин-фактор, обусловленный установкой забойного фильтра, а также обеспечивает эффективную защиту от песка. Снижение скин-фактора достигается за счет лучшей «упаковки» проппанта в призабойной зоне пласта и создания большей дренажной зоны (в некоторых случаях дренажная зона становится в 30 раз больше, чем при установке фильтра по технологии «Гравел Пак») [1] (рис. 2). Это способствует увеличению дебита и достижению потенциала скважины.

Рис. 2. Сравнение эффективности контроля выноса песка, достигнутой разными методами

Для эффективного применения технологии «Фрак Пак» требуется комплексное оборудование, обеспечивающее качественную очистку жидкости (размер частиц используемой жидкости не должен превышать 2 мкм). Необходимы также специальный миксер достаточной мощности для подготовки рабочего агента и промышленные насосы, обеспечивающие высокую скорость закачки и необходимое давление.

Засыпка фильтра осуществляется с помощью специального оборудования, которое в зависимости от положения в скважине может направлять жидкость для подачи проппанта в пласт и межтрубное пространство [2, 3]. На рис. 3 показана схема работы оборудования для установки фильтра.

Рис. 3. Схема работы оборудования для выполнения операции по установке забойного фильтра: а, б, в — соответственно закачка, циркуляция и промывка

Перед выполнением операции рабочая жидкость проходит процесс очистки. Далее определяются фактические давление и скорость закачки, при которых происходит гидравлический разрыв пласта (ГРП). Если на основе данного теста подтверждается правильность предварительных расчетов (начального дизайна), то переходят к проведению основных операций, в противном случае выполняется перерасчет.

Основная стадия включает мини-ГРП и заполнение проппантом созданной трещины, а также пространства между фильтром и эксплуатационной колонной [4]. Размер частиц проппанта выбирается заранее в соответствии с гранулометрическим составом песка, выносимого из скважины. С учетом свойств проппанта подбирается конструкция фильтра (величина зазора) [5]. Качество выполненных операций проверяется с помощью геофизических исследований.

Выводы

1. Применение технологии «Фрак Пак» позволило увеличить дебиты скважин.

2. В результате применения технологии концентрация взвешенных частиц снизилась в несколько раз и не превышала 50 мг/л.

3. Компоновка фильтра и пакера позволяет создавать бóльшие депрессии без риска прорыва песка, что в дальнейшем дает возможность увеличить дебиты скважин месторождения Кикинда.

4. Планируется выполнение детального анализа полученных результатов, что позволит разработать эффективную стратегию внедрения и тиражирования технологии для осложненных скважин «НИС а.д.».

Список литературы

2. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теориии к практике. — М.: Петроальянс Сервисис Компани Лимитед, 2004. — 416 с.

5. Gravel Pack Sizing Criteria — It s Time to Re-Evaluate/Ch. Fischer, V. Constien, C. Vining//SPE — 2016

Частные загородные дома и коттеджи нуждаются в качественной очистке воды, особенно если основным источником водоснабжения является скважина или колодец. Это конечно же оптимальное и самое удобное решение для автономного питания своего любимого жилища круглый год, но грунтовые воды, которые дают нам постоянный источник для хозяйственно-бытовых нужд, находятся в очень плачевном состоянии по содержанию вредных веществ и примесей, а также химическому и физическому составу.

Какая самая популярная глубина источников?

Добраться до относительно чистых источников, которые называют артезианскими, довольно дорого, так как бурить на глубину от ста пятидесяти до двухсот метров достаточно дорого. Поэтому основная масса скважин имеет глубины от десяти до пятидесяти метров, которые называют песчаными.

Давайте рассмотрим состав грунтовых вод более подробно:

МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ В ВОДЕ ИЗ СКВАЖИНЫ И КАК ИХ УДАЛИТЬ?

Первое, что удаляют и чем «богаты» грунтовые воды – это песок, грунт, глина, ил, окисленное железо и масса нерастворимых примесей. Это взвешенные частицы, которые в бытовом использовании считаются мусором и пагубно влияют на сантехнику и бытовую технику, которая контактирует с водой.

В разных скважинах разное содержание механических примесей, поэтому фильтры для удаления данного вида загрязнений подбираются исходя из анализа и количества концентрации этих примесей.

Механические примеси удаляются посредством нескольких разновидностей механических фильтров:

Механические магистральные промывные фильтры сетчатые

Это компактные фильтры устанавливаются на подаче воды в дом и имеют внутри специально направленный нержавеющий сетчатый фильтр. Сетка промывается посредством той же входной воды. Так как сетчатый фильтр имеет направленное сечении в своей конструкции, рекомендуется делать обвод фильтра с кранами для того, чтоб промывать фильтр в обратном направлении. К сожалению, в большинстве случаев его монтируют по более примитивной схеме и промывают в том же направлении, в котором он фильтрует воду. В таких случаях желательно периодически раскручивать фильтр и чистить сетку вручную.

Фильтры данного типа задерживают нерастворимые примеси размером от 100 до 50 микрон в зависимости от пропускной способности фильтрующей сетки внутри. Мы рекомендуем самые качественные и проверенные фильтры данного типа от мирового производителя Honeywell (Германия). Очень удобно использовать фильтры именно этого производителя, так как это лидер в своей сфере. Honeywell имеют модельный ряд фильтров вместе с редуктором давления, что очень удобно.

Магистральные корпусные фильтры со сменным картриджем

Это тоже компактные фильтры, которые монтируют на входе воды в дом, но очищают воду глубже промывных. Обычно это двух-составные корпуса, в которых основной корпус с фильтром вкручивается в верхнее основание и затягивается посредством резьбы, упираясь в уплотнительное резиновое кольцо. Такие фильтры бывают разных типоразмеров – SL10”, Big Blue 10” и Big Blue 20”, от меньшего к большему.

Фильтры данного типа требуют периодической замены картриджа, изготовленного из полипропилена.

Это самый популярный тип механических фильтров, так как картриджи бывают разных степеней глубины фильтрации, не дорого стоят и просты в обслуживании. Сменные картриджи бывают разной глубины фильтрации – двадцать, десять, пять и один микрон. Картриджи изготавливаются из вспененного полипропилена или полипропиленовой нити. Выбирать глубину очистки следует исходя из задач в каждом отдельном случае и в зависимости от концентрации примесей в воде.

Механические автоматические фильтры колонного типа с управляющим клапаном

Или как раньше их называли – песчаные осадочные фильтры. Фильтр представляет собой полноценную систему, работающую под управлением микрокомпьютера. Система состоит из вертикального баллона, системы дистрибьюторов и электронного управляющего клапана.

Внутрь баллона засыпается необходимая фильтрующая загрузка

Современные технологии позволили разработать отличные фильтрующие материалы, которые эффективно работают на высоких скоростных потоках воды, качественно и глубоко очищая ее от основных механических загрязнений. Эти материалы заменили обычный песок и их технические характеристики на порядок выше.

Современный емкий материал для удаления механики!

Сегодня этот фильтрующий материал называется Filter AG, Filter AG Plus, Turbidex и их аналоги. Это специализированные засыпки, которые эффективно удаляют нерастворимый мусор размером от двадцати до сорока микрон и некоторые органические соединения и окисленное железо, выпавшее в осадок. Такой фильтр имеет высокую скорость фильтрации с незначительной потерей давления до 0,6 бар на протоке и имеет продолжительный цикл фильтрации между промывками фильтрующего материала.

Самое основное качество в данном материале, это фильтрующая площадь поверхности, которая в тысячу раз больше, чем у кварцевых и обычных песков.

Этот материал является очень легким, за счет чего уменьшается расход воды при периодической промывке и не требует мощного насосного оборудования. Управляющий клапан настраивается с учетом потребления и состава воды. Засыпка AG абсолютно самостоятельно промывается потоком исходной воды, методом обратного взрыхления в нужный период. Замена фильтрующего материала осуществляется специалистами в сфере очистки воды.

Периодичность замены следует производить в период от 12 до 24 месяцев, это зависит от качества воды и пропущенного объема.

Приобретая именно такую систему удаления механических примесей, Вы получаете максимально эффективный процесс фильтрации, и он же является максимально экономичным и выгодным в очистке грунтовых вод!

Нефть, Газ и Энергетика

Техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей в добываемой жидкости для насоса в обычном исполнении до 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - 0,5 г/л.

В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта, смолы, соли, парафин, так и привнесённые с дневной поверхности при ремонтах скважины или при технологических операциях механические примеси.

При содержании мех.примесей в откачиваемой жидкости до 1% в течение короткого времени ( даже 10-15 суток ) полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих колёс, текстолитовые шайбы, пята, уплотнения, то есть в десятки раз снижается ресурс работы насоса. При этом происходит вибрация УЭЦН, увеличивается вероятность пропуска торцевых уплотнений, что приводит к замыканию обмотки и отказу погружного электродвигателя, при сильной вибрации нередки случаи полётов УЭЦН.

Поэтому, очень важно, соблюдать культуру производства при проведении ремонта, технологических операций, не допускать попадание механических примесей с поверхности.

Нефть, Газ и Энергетика

4. В выполнении операций, указанных в данном регламенте участвуют:

1. Общие положения.

1.1 Принятые термины и обозначения:

НКТ - насосно-компрессорные трубы ;

1.4 Руководители сервисных предприятий участвующих в подготовке, запуске, выводу на режим и эксплуатации механизированного фонда скважин, оборудованного УЭЦН должны обеспечить:

Эксплуатация скважин с повышенным содержанием механических примесей.

После производства ГРП на добывающих скважинах, одним из наиболее значимых факторов, осложняющим процесс эксплуатации, является вынос из призабойной зоны незакрепленного проппанта. Выносимый потоком жидкости проппант приводит к стремительному износу и засорению рабочих аппаратов УЭЦН и отказу погружного оборудования. Проппант осаждаясь в Э/К приводит к снижению притока жидкости в скважину, а вынесенный на поверхность проппант, приводит к отказу наземных коммуникаций и системы нефтесбора.

Причина частых отказов погружного оборудования заключается в отсутствии надежного способа крепления проппанта при производстве ГРП исключающего вынос проппанта при эксплуатации скважин. Используемые способы промывки и освоения скважин после ГРП с применением комплексов ГНКТ, дают определенный эффект, но не позволяют полностью предотвратить вынос проппанта. Существует естественный вынос механических примесей, который может происходить из-за разрушения скелета породы пласта, который также приводит к отказу погружного оборудования.

Наиболее характерной причиной преждевременных отказов, связанных с эксплуатацией УЭЦН является засорение рабочих органов ЭЦН мех. примесями, в том числе и проппантом.

В данном Регламенте описаны дополнительные варианты решения проблемы с выносом мех. примесей путём установки дополнительного оборудования в скважины.

Цель внедрения мероприятий по защите УЭЦН от мех. примесей.

ü Продлить наработки в скважинах после ГРП (средняя наработка на отказ составляет 140 сут.);

Методы борьбы с мех. примесями.

Критерии выбора типа оборудования для защиты УЭЦН от механических примесей.

5.1 Шламоотстойник изготовленный в ПБС.

Предназначен для скважин производительностью не более 400 м3/сут. Эксплуатируется в скважинах после ГРП, бурения, вывода из бездействия прошлых лет, перехода на вышележащий нефтяной горизонт, на периодическом фонде скважин, а также с выносом количества взвешанных частиц более 100 мг/л. для отечественных ЭЦН и 500мг/л. для импортных и износостойких ЭЦН.

Предназначен для скважин производительностью не более 60 м3/сут. Эксплуатируется в скважинах после ГРП, бурения, вывода из бездействия прошлых лет, перехода на вышележащий нефтяной горизонт, на периодическом фонде скважин, а также с выносом количества взвешанных частиц более 100 мг/л. для отечественных ЭЦН и 500мг/л. для импортных и износостойких ЭЦН.

Применяется 2 типа шламоуловителей ШУМ

ШУМ5. 5Д-125 Предназначен для скважин эксплуатируемой ЭЦН 5 габарита

ШУМ5А. 5Д-200 Предназначен для скважин эксплуатируемой ЭЦН 5А габарита производительностью не более 200 м3/сут. Эксплуатируется в скважинах после ГРП, бурения, вывода из бездействия прошлых лет, перехода на вышележащий нефтяной горизонт, на периодическом фонде скважин, а также с выносом количества взвешанных частиц более 100 мг/л. для отечественных ЭЦН и 500мг/л. для импортных и износостойких ЭЦН.

Применяется в скважинах с любой производительностью. Эксплуатируется в скважинах после ГРП, бурения, вывода из бездействия прошлых лет, перехода на вышележащий нефтяной горизонт, на периодическом фонде скважин, а также с выносом количества взвешанных частиц более 100 мг/л. для отечественных ЭЦН и 500мг/л. для импортных и износостойких ЭЦН

Читайте также:

Что такое механические примеси в скважине