USD ЦБ — 65,52 −0,14
EUR ЦБ — 75,82 −0,18
Brent — 80,21 −0,15%
вторник 16 октября 13:00

Наука и технологии // Оборудование, услуги, материалы

Оборудование для защиты установок электроцентробежных насосов от солеотложений и коррозии

17 сентября 2018 г., 08:13Н. А. Лыкова, канд. техн. наук, нач. Бюро фильтрационных систем, А. В. Шавалеева, инж.-констр., АО Новомет-Пермь, Д. И. Шишлянников, канд. техн. наук, доц., ПНИПУ, г. ПермьNeftegaz.RU903

Рассмотрены основные способы ингибиторной защиты установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при работе в условиях, осложненных отложениями солей и коррозией.

 

Указывается, что наиболее рентабельным и эффективным способом защиты глубинно-насосного оборудования является использование скважинных контейнеров, которые монтируются под основание погружного электродвигателя или блока телеметрической системы УЭЦН. Приведены конструкции и описан принцип действия скважинных контейнеров производства АО "Новомет-Пермь". Доказано, что защита УЭНЦ в условиях солеотложений и коррозии посредством использования скважинных контейнеров позволяет существенно увеличить среднюю наработку насосного оборудования на отказ.

 

Актуальность задачи

В себестоимости добычи нефти затраты на преодоление осложняющих факторов составляют 25...50 % от эксплуатационных затрат. Одними из наиболее распространенных факторов, осложняющих скважинную добычу нефти, являются коррозия насосного оборудования и отложения солей.

 

Доля отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по причине солеобразования в некоторых компаниях достигает 30 % от общего числа отказов глубинно-насосного оборудования. Причиной солеобразования при добыче нефти является превышение концентрации соли в пластовой жидкости С над равновесной концентрацией Ср

С > Ср. (1)

Неравенство (1) может выполняться вследствие увеличения концентрации соли в пластовой жидкости (например при смешении несовместимых вод), а также при изменении растворимости соли, что имеет место при изменении внешних условий, таких как температура или давление.

 

В настоящее время большинство месторождений нефти в Европейской части России разрабатывается с обводненностью добываемой продукции свыше 80 %. Пластовые воды сильно минерализованы, имеют в своем составе сероводород, углекислый газ, кислород и другие вещества, обусловливающие интенсивное развитие процессов солеотложений и коррозиискважинного оборудования. Скорость питтинговой коррозии элементов УЭЦН может достигать 4...5 мм/год и увеличиваться при повышении температуры, давления, кислотности пластовой жидкости, напряженного состояния металла и т. д..

 

Нефтедобывающими предприятиями и заводами изготовителями нефтепромыслового оборудования разрабатываются и осуществляются технические мероприятия по снижению отрицательного влияния осложнений на процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. Эти мероприятия, как правило, имеют комплексный характер и предусматривают адаптацию промыслового оборудования к работе в условиях воздействия осложняющих факторов, а также предупреждение и периодическое устранение осложняющих факторов.

 

Из известных методов предупреждения солеотложений и снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования при добыче нефти наиболее технологичным и экономически целесообразным является химический метод, который реализуется посредством применения ингибиторов. Актуальной задачей является разработка эффективных способов доставки ингибитора к работающей УЭЦН.

 

Основные способы ингибиторной защиты элементов УЭЦН

В основе механизма действия ингибиторов солеотложений лежат адсорбционные процессы. Сорбция поверхностью частиц солей молекул ингибитора сопровождается образованием устойчивых соединений, при этом ингибиторы подавляют дальнейший рост зародышевых кристаллов гипса, кальцита и других малорастворимых солей. Образовавшиеся адсорбционные слои препятствуют не только соединению кристаллов, но и прилипанию их к поверхностям оборудования и труб, что обеспечивает унос частиц солей потоком пластовой жидкости на поверхность.

 

Действие ингибиторов коррозии обусловлено изменением состояния поверхности металла вследствие адсорбции ингибитора или образования с катионами металла труднорастворимых соединений. Защитные слои, создаваемые ингибиторами коррозии, всегда тоньше наносимых покрытий. Способностью замедлять коррозию металлов в агрессивных средах обладают многие неорганические вещества. Ингибирующее действие этих соединений обуславливается присутствием в них катионов (Са2+, Zn2+, Ni2+, As3+, Sb3+) или анионов (CrO42-, Cr2О72-, NO21-, SiО32-, PO43-). Кроме того, для борьбы с микробиологической коррозией глубинно-насосного оборудования используются бактерицидные реагенты, нейтрализующие тионовые, сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие и железобактерии.

 

Известны следующие способы подачи реагентов к работающей УЭЦН:

- закачка ингибитора в призабойную зону пласта;

- периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство;

- подача ингибитора через систему поддержания пластового давления;

- установка поверхностных дозаторов на устье скважины;

- применение погружных контейнеров.

 

Закачка в призабойную зону представляет собой продавливания раствора с ингибитором в зону пласта вокруг скважины. Данная технология дорогостоящая, поскольку требует большого количества ингибитора и сопряжена с риском уменьшения продуктивности пласта - ингибитор и раствор могут вступить в реакцию с выпадением осадков. Несомненный плюс метода состоит в том, что ингибиторной защите подлежит и призабойная зона, и вся скважина.

 

Периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство скважины применима только при высоких динамических столбах, иначе реагент быстро выносится потоком жидкости, что обусловливает существенное снижение эффективности мероприятий по защите скважинного оборудования.

 

Подача ингибитора через систему поддержания пластового давления требует значительных объемов ингибитора - в несколько раз превышающих объемы, потребные для защиты УЭЦН при закачке ингибитора в призабойную зону пласта. Данный способ на практике применяется крайне редко в связи с высокими материальными затратами.

 

В нефтедобывающей практике широкое распространение получили установки дозирования реагентов (УДР), которые монтируются на поверхности и осуществляют дозировку ингибитора непосредственно при подаче в скважину. Как правило, УДР не обеспечивают защиту погружных электродвигателей УЭЦН от отложения солей.

 

Данный способ характеризуется высокими материальными затратами, поскольку подача реагента осуществляется в зону скважины с уже развитым процессом солеотложения, следовательно, для эффективной защиты глубинно-насосного оборудования необходимы значительные объемы ингибитора. Альтернативой является использование УДР с капиллярной трубкой, доставляющей ингибитор на прием насоса, что позволяет существенно снизить расход ингибитора, однако при этом осложняется монтаж и снижается надежность УДР.

Погружные скважинные контейнеры подают ингибитор в самый низ насосной установки, что обусловливает высокую эффективность их использования, так как для подавления процессов коррозии элементов УЭЦН и солеотложений в зоне начала выпадения до нагрева жидкости электродвигателем требуется малое количество ингибитора.

 

Данный способ характеризуется минимальными эксплуатационными расходами при работе на удаленных скважинах - контейнеры легко монтируются и не требуют обслуживания в течение всего срока эксплуатации. Возможна установка погружного контейнера под пакер для защиты труб обсадных колонн и УЭЦН, а также при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

 

Фактором, ограничивающим область применения погружных контейнеров, является высокий дебит скважин. Скорость дозирования реагента зависит от горнотехнических и геологических условий, поэтому погружной контейнер подбирается индивидуально под параметры скважины.

 

Сравнительные затраты на реализацию описанных выше способов подачи ингибитора к УЭЦН по данным приведены в табл. 1. Анализ представленной информации показывает, что способ ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования с использованием скважинных контейнеров экономически наиболее целесообразен. При этом следует учесть, что капсулированный ингибитор на данный момент является наиболее дорогостоящим среди других типов реагентов.

 

Таблица 1

Сравнительные затраты на реализацию методов предотвращения солеотложений в скважине с дебитом 100 м3/сут за 2 г.

Способ подачи ингибитора

Затраты, тыс. руб.

Оборудование

Монтаж

Ингибитор

Обслуживание

Итого

Дозирование на прием насоса посредством УДР с капиллярной трубкой

400

40

80

510

1030

Дозирование в затрубное пространство

195

25

120

510

850

Закачка ингибитора в призабойную зону пласта

0

300

400

0

700

Погружной контейнер с капсулированным ингибитором

140

32

240

0

412

 

С применением экономичного ингибитора технология защиты с использованием погружных контейнеров становится еще более рентабельной, особенно на низкодебитных скважинах. Химическая защита УЭЦН с применением УДР сопровождается самыми высокими материальными затратами в связи с необходимостью закупки, обслуживания и ремонта дорогостоящего оборудования.

 

Погружные скважинные контейнеры производства АО "Новомет-Пермь"

Для защиты УЭЦН от солеотложений и коррозии специалистами АО "Новомет-Пермь" разработаны и производятся скважинные контейнеры с жидким, твердым и капсулированным ингибитором. Контейнеры монтируются под основанием погружного электродвигателя (ПЭД) или телеметрической системы (ТМС), что позволяет дозировать ингибитор ниже уровня ПЭД, в область, где только начинается процесс солеотложений вследствие нагрева пластовой жидкости.

 

Контейнер скважинный для твердого ингибитора (КСТР) представляет собой набор корпусов, соединенных муфтами. Корпус контейнера заполняется специально разработанным ингибитором в термопластичной матрице, в нижней части корпуса выполнено дозировочное отверстие и расположена рабочая камера с системой каналов для попадания пластовой жидкости.

 

При работе в скважине из-за нагрева пластовой жидкостью ингибитор в термопластичной матрице приобретает текучесть, под действием гравитационных сил вытекает через откалиброванное дозировочное отверстие в нижней части корпуса в рабочую камеру дозирующего устройства, где смешивается с пластовой жидкостью, растворяется по диффузионному механизму и через отверстия подается в скважину.

 

Концентрация ингибитора в пластовой жидкости определяется по формуле:

C = ΔHSρ/(ΔtǪ),  (2)

где С — концентрация ингибитора в пластовой жидкости, г/м3;

ΔH — изменение высоты столба ингибитора в контейнере, м, за время эксплуатации контейнера Δt, сут;

S — площадь поперечного сечения контейнера, м2;

ρ — плотность ингибитора, г/м3;

Ǫ — дебит скважины, м3/сут.

 

Сотрудниками АО " Новомет-Пермь" разработана методика подбора и прогнозирования параметров работы скважинных погружных контейнеров. Данная методика позволяет определить время вытекания смеси из контейнера, а также концентрацию ингибитора в пластовой жидкости в зависимости от геометрических параметров контейнера. Результаты расчетов и замеров концентрации ингибитора на поверхности, выполненных в ходе опытно-промышленных испытаний контейнеров КСТР на одной из скважин Нижне-Шапшинского месторождения ОАО "НАК "Аки-Отыр" (Ханты-Мансийский АО, Россия), позволяют говорить об адекватности математической зависимости.

 

Следует отметить, что в начальный период работы контейнера наблюдаются пиковый выброс ингибитора и постепенное снижение концентрации реагента в пластовой жидкости при дальнейшей эксплуатации насосной установки. Вследствие неравномерного выноса ингибитора в начальный момент времени и ограничений по весу дополнительного оборудования погружные контейнеры, как правило, применяются в скважинах с дебитом не более 150 м3/сут.

 

Результаты эксплуатации контейнеров КСТР показали высокую эффективность их использования (табл. 2). Время наработки УЭЦН при установке скважинных контейнеров увеличивается в 2—2,7 р. Всего с 2006 г. по настоящее время заказчикам поставлено более 2 тыс. контейнеров КСТР производства АО "Новомет-Пермь".

 

В целях увеличения сроков эффективной защиты элементов УЭЦН от осложняющих факторов и повышения равномерности расхода ингибитора разработан скважинный контейнер для капсулированного реагента (КСКР). Активное вещество капсулированного ингибитора заключено в полимерную оболочку, растворимую в воде и ограничивающую пиковый выброс ингибитора в начальный период эксплуатации контейнера.

 

Конструкция контейнера КСКР включает в себя корпус с соединительными муфтами, заполненный капсулированным ингибитором. Внутри каждой секции реагент растворяется по диффузионному механизму. Пластовая жидкость, насыщенная ингибитором, выносится в скважину через систему калиброванных отверстий.

 

К преимуществам контейнеров КСКР следует отнести отсутствие зависимости интенсивности выноса активной основы ингибитора от темпера туры пластовой жидкости, обводненности и скважинного давления, так как труднорастворимая полимерная матрица капсул обеспечивает пролонгированный и равномерный вынос реагента.

Контейнеры КСКР пригодны для использования в горизонтальных скважинах. Возможно также совместное использование различных реагентов (например, ингибитор коррозии и ингибитор солеотложений; ингибитор коррозии и деэмульгатор), поскольку в полимерную матрицу можно заключить практически любой ингибитор.

 

В целях обеспечения равномерного процесса дозирования в пластовую продукцию жидких реагентов АО "Новомет-Пермь" разработан и серийно выпускается скважинный контейнер со шнеком (КСШ) для жидкого ингибитора. Контейнер КСШ устанавливается под основанием ПЭД с применением эластичного разобщителя. В верхней части корпуса, заполненного жидким концентрированным ингибитором, располагается неподвижный шнек, над которым выполнены калиброванные отверстия.

 

Подача ингибитора из контейнера КСШ реализуется следующим образом. Пластовая жидкость поступает из скважины в корпус контейнера через отверстия и проходит вдоль лопастей шнека. При этом взвешенные крупнодисперсные частицы, содержащиеся в жидкости, отделяются и оседают на дне контейнера, вытесняя концентрированный ингибитор в верхнюю часть секции и далее в скважину.

 

Таким образом, при работе контейнера синхронно осуществляются процессы дозирования реагента и очистки пластовой жидкости, а сам контейнер является накопителем крупнодисперсных частиц. Дозирование ингибитора в скважину осуществляется с высокой точностью, так как количество дозируемого реагента пропорционально коэффициенту сепарации шнека. К недостаткам контейнеров КСШ следует отнести ограничения по области применения: не рекомендуется использовать в скважинах с углом наклона более 35° от вертикали.

 

Наличие на мировом рынке широкой номенклатуры ингибиторов для устранения осложняющих факторов при скважинной добыче нефти, а также потребность нефтедобывающих предприятий в универсальных технических устройствах обусловили необходимость создания скважинного универсального контейнера.

 

Скважинный универсальный контейнер (КСУ) производства АО "Новомет-Пермь" предназначен для заполнения жидким и капсулированным ингибитором. Контейнеры КСУ состоит из корпуса, соединительных муфт и дозатора, размещенного в верхней части каждой секции. Дозатор помимо отверстий снабжен дополнительной ступенью дозирования с системой отверстий и трубкой, обеспечивающей подачу пластовой жидкости в нижнюю часть корпуса, что обусловливает равномерное и полное растворение ингибитора в течение заданного периода эксплуатации за счет увеличенной поверхности массообмена. Дозирование реагента обеспечивается посредством диффузионного растворения ингибитора и выноса в скважину насыщенной реагентом пластовой жидкости. Эффективность действия КСУ при определенном подборе конструкции под тип ингибитора обеспечивается изменением геометрических параметров отверстий в дозаторе и в дополнительной ступени дозирования.

 

Таблица 2 

Внедрение контейнеров КСТР на скважинах,осложненных отложениями солей

Предприятие

Начало

внедрения

Средняя наработка УЭЦН до внедрения КСТР, сут

Средняя аработка ЭЦН с КСТР, сут

ОАО "НАК "Аки-Отыр"

2007 г.

224

541

"Салым Петролеум  Девелопмент Н. В."

2008 г.

285

627

ОАО "Томскнефть"

2009 г.

118

313

ОАО "Саратовнефтегаз"

2010 г.

196

399

 

К преимуществам контейнеров КСУ следует отнести отсутствие ограничений по типу используемого ингибитора, температуре и обводненности пластовой жидкости эксплуатируемых скважин. Контейнеры КСУ обеспечивают высокую точность дозирования ингибитора и эффективную защиту узлов УЭЦН в осложненных условиях эксплуатации.

 

Сравнение качественных характеристик выноса твердого, жидкого и капсулированного ингибитора из скважинных контейнеров различных конструкций представлено на рис.

 

Рис. Характер изменение концентрации ингибитора в пластовой жидкости С от времени при использовании скважинных контейнеров:

1 - КСТР; 2 - КСКР, КСУ; 3 - КСШ

 

Таблица 3

Рекомендации по применению скважинных контейнеров производства АО "Новомет-Пермь"

Тип контейнера

Рекомендации по применению

Тип ингибитора

Условия применения

КСТР

Твердый

Температура пластовой жидкости от 75 до 120 °C. Обводненность пластовой жидкости - от 0 до 90 %

КСКР

Капсулиро ванный

Установка в горизонтальных скважинах. Нет ограничений по температуре и обводненности

пластовой жидкости

 

КСУ

Твердый, жидкий, капсу лированный

Нет ограничений по температуре и обводненности пластовой жидкости

КСШ

Жидкий

Равномерный вынос ингибитора. Концентрация взвешенных частиц менее 200 мг/л, средний диаметр частиц менее 300 мкм

 

Широкая номенклатура применяемых реагентов для ингибиторной защиты УЭЦН и разнообразие горно-геологических условий работы глубинно-насосного оборудования определяет возможность и предпочтительность использования тех или иных конструкций погружных скважинных контейнеров (табл. 3). Так, контейнеры КСКР и КСУ характеризуются широкой областью применения, а КСТР являются наиболее рентабельными среди аналогичных изделий АО "Новомет-Пермь". Контейнеры КСШ обеспечивают равномерное дозирование реагента в пластовую жидкость при использовании жидких ингибиторов.

 

Выводы

Защита УЭНЦ в условиях, осложненных отложениями солей и коррозией, с помощью использования скважинных контейнеров позволяет существенно увеличить среднюю наработку насосного оборудования на отказ. Непрерывное дозирование ингибитора обеспечивает защиту эксплуатационной колонны и всех узлов УЭЦН. В АО "Новомет-Пермь" разработаны методики подбора геометрических параметров контейнера и прогнозирования его работы в случае использования любого типа ингибитора. В настоящее время актуальными остаются задачи разработки и внедрения высокоэффективных ингибиторов, а также создания универсальных конструкций скважинных контейнеров, обеспечивающих равномерную подачу реагента в пластовую жидкость в течение длительных периодов времени.

 

Список литературы

1.  Галикеев И. А., Насыров В. А., Насыров А. М Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях. Ижевск: Парацельс-Принт, 2015. 354 с.

2. Соснин Е. А. Применение ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования добывающих скважин на месторождениях ООО " ЛУКОЙЛ-Пермь" // Инженерная практика. 2017. № 3. С. 10—15.

3. Антипина Н. А. Моделирование рабочих процессов в устройствах защиты нефтяных насосов от засорения с целью повышения их эффективности: дис. ... канд. техн. наук. Пермь, 2012. 130 с.

4. Алцыбаева А. И., Левин Л. З. Ингибиторы коррозии металлов: справочник. Л.: Химия, 1968. 264 с.

5. Иванов С. В. Новые виды химреагентов. Результаты опытных испытаний, изменение способов подачи, перспективы развития // Инженерная практика. 2013. № 11. С. 76—79.

6. URL: http://www.novomet.ru/rus/products/scale- prevention/ 


Neftegaz.RU context