Влияние отложения солей на работу УЭЦН
Анализ причин отказа УЭЦН ”REDA” показывает, что основной причиной отказов является отложение солей на рабочих органах насоса с последующим его заклиниванием Размеры проходных сечений в рабочих ступенях насоса УЭЦН ”REDA” (направляющие аппараты и рабочие колеса) на много меньше, чем у УЭЦН отечественного производства, поэтому забивание их происходит гораздо быстрее. Анализ проб, взятых с рабочих органов, отказавших ЭЦН показывает, что появление соли происходит в результате разложения воды, присутствующей в пластовой жидкости, в результате ее нагрева. Повышение температуры перекачиваемой пластовой жидкости можно объяснить работой УЭЦН с низкими динамическими уровнями, а также спуском высоконапорных УЭЦН на большую глубину. Глубокая откачка приводит к резкому снижению забойного давления. При снижении забойного давления ниже давления насыщения (на Приразломном месторождении Рзаб.< 10 мПа), происходит процесс выделения паров (холодное вскипание жидкости). За счет лучших напорных характеристик насоса фирмы ”REDA”, откачка жидкости может производиться до 50 метров над приемной сеткой, а глубокая откачка, как мы знаем, может привести к чрезмерному нагреву перекачиваемой жидкости. Только этими факторами объясняется большое количество отказов УЭЦН ”REDA” по причине - солеотложение.
5.4.3. Механические примеси - как основной фактор выхода из строя УЭЦН.
По Приразломному месторождению за 2000 год разобрано на "Днях качества" 750 УЭЦН, 23% отказов (163 случая) приходится на отказы по мех примесям. Таких отказов с наработкой свыше 30 суток- 110. Также, где по результатам "Дня качества" установлена иная причина отказа, результаты разборов насосов показывают износ рабочих органов, наличие механических примесей. Поэтому эта проблема остаётся актуальной.
В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта: смолы, соли, парафин, так и механические примеси, принесённые с поверхности при ремонтах скважины или при технологических операциях
При содержании мех.примесей в откачиваемой жидкости свыше 100 мг/л в течение короткого времени полностью выходят из строя защитные втулки вала, текстолитовые шайбы, узел пяты пята, т.е. в десятки раз снижается ресурс работы насоса. При этом происходит вибрация УЭЦН, увеличивается вероятность пропуска торцевых уплотнений, что приводит к эл. пробою обмотки статора погружного электродвигателя.
Причиной возникновения переноса частиц (мех.примесей) может быть результат работ по интенсификации притока жидкости, например гидроразрыв пласта.
Отказы по причине повышенного содержания крупных взвешенных частиц (КВЧ) характерны для скважин стимулированных ГРП. Основные осложняющие факторы при эксплуатации этих скважин- заклинивание ЭЦН, снижение притока в течение 1,5-2 месяцев и переход на периодический режим эксплуатации, вынос механических примесей в продукцию скважин.
По скважинам после ГРП содержание механических примесей в продукции скважин составляет от 0,0136 до 3,5%, что превышает допустимые пределы для эксплуатации ЭЦН до 300 раз.
При операциях по гидроразрыву пласта проппант входит в трещины, создаваемые при соответствующем давлении ГРП в той точке, от которой трещина начинает развиваться, проппант в жидкости гидроразрыва вносится в трещины, когда они создаются и расширяются при продолжающейся непрерывной закачке. При уменьшении давления проппант остаётся в трещинах, сохраняя отделённые поверхности горных пород в открытом положении и образуются каналы для возвратного течения пластовой жидкости по направлению к скважине.
Обратное течение проппанта - это вынос заклинивающего агента - песка в скважину вместе с углеводородной продукцией после гидроразрыва, это может уменьшить эффективность операций по гидроразрыву, т.к проппант не остаётся в трещине и может сузить или уменьшить проводимость созданных каналов для течения потока флюидов. Как сказано выше, это нежелательное явление вызывает преждевременный износ промыслового оборудования. Необходимо обратить внимание на технологию ГРП - какой объём закачивается проппанта, (объем проппанта зависит от степени трещиноватости) пласта, такой же объём закачивается продавочной жидкости.
По 18 скважинам (67% от рассматриваемых после ГРП) содержание мех примесей в продукции скважины выше нормы. Средняя наработка на отказ по этим скважинам 66 суток. Анализ проб по 26 скважинам показывает, что вынос мех примесей происходит по скважинам с дебитами 30-90 м3/сутки, дин. уровнями 350-1400 метров, с наработками 5- 818 суток, содержание их в продукции 12-2540 мг/л.
Но, по двум скважинам (№№985, 6283) были отобраны по 2 пробы с промежутком 100 и 82 суток. Режим работы скважин за это время менялся, по скважине №6283 при снижении дебита на 9м3/сутки (после 57-48 м3/сут.) и росте динамического уровня на 102 метра содержание мех примесей в продукции скважины уменьшилось на 60 мг/л. (с 372 на 312 мг/л). Прослеживается зависимость от дебита скважины.
По скважинам №№743, 188 пробы отбирались тоже дважды, через 4 суток, режим работы скважин оставался прежним, содержание мехпримесей не изменился (40-36) и (32-36).
Содержание мех примесей в продукции скважин без ГРП тоже превышает допустимые пределы для эксплуатации УЭЦН. Возможно, это связано со снижением пластового давления. При снижении пластового давления происходит сдвиговое разрушение в породе. Это так же возможно при недостаточной плотности перфорации. Увеличение плотности перфорации уменьшит перепад давления в перфорированной зоне, а соответственно произойдет снижение выноса песка.