Успш на уэцн что это
Нефтегазовые новости
Применение десендеров для защиты ЭЦН на пластах Покурской свиты
Проект ООО «СП «Ваньеганнефть» «Новые технологии и инновационный подход для достижения безотказной работы УЭЦН», по итогам 2008 года ставший одним из лауреатов Премии ТНК-ВР в области технологий, включает реализацию целого ряда нестандартных решений, которые позволили достичь небывалых для данного предприятия показателей наработки погружного оборудования на отказ – 370 суток (см. «Ваньеганнефть»: инновационный комплексный подход для достижения безотказной работы УЭЦН», «Новатор» №26). Одним из таких решений является внедрение гравитационных десендеров, конструкция которых была разработана специалистами ООО «СП «Ваньеганнефть» в сотрудничестве с Секторной группой по увеличению межремонтного периода (МРП) УЭЦН.
Одной из причин, не позволяющих эффективно решить задачу обеспечения высоких дебитов при отличных технико-экономических показателях работы нефтегазодобывающих предприятий, является пескопроявление и вынос механических примесей при эксплуатации скважин. Попадая внутрь ступеней ЭЦН, частицы механических примесей осаждаются на поверхностях рабочих органов, что приводит к подклиниванию вала и возрастанию нагрузок на погружной электродвигатель (ПЭД). Кроме того, твердые частицы оказывают абразивное воздействие и на сами рабочие органы, что является причиной их быстрого износа. Помимо прочего, это ведет к разбалансировке секций, что, в свою очередь, вызывает вибрации УЭЦН и может привести к обрыву и падению установки на забой («полету»).
Исследование мехпримесей по пластам Покурской свиты
Оказалось, что механические примеси, выносимые из пластов Покурской свиты (ПК), на 40-70% состоят из частиц кварца остроугольной неокатанной формы, а также содержат обломки горных пород размером от 0,3 мм до 0,5 мм.
Средний вынос твердых абразивных частиц, кварца, плагиоклаза и обломков пород по пластам ПК составляет 300-500 мг/л, а в сложных случаях – до 2 000 – 5 000 мг/л и более. При наличии растворенного сероводорода и углекислого газа, такая жидкость способна за несколько месяцев вывести из строя насос любой степени износостойкости. Однако присутствие крупных частиц песка делает применение газосепараторов практически невозможным.
В то же время, добыча нефти по пластам ПК неуклонно растет: на конец 2008 года на их долю приходилось около 20% всей суточной добычи ООО «СП «Ваньеганнефть». Кроме того, текущие разведанные запасы нефти по пластам Покурской свиты составляют около 140 млн т или 64% от всех текущих запасов предприятия. Таким образом, решение проблемы выноса песка на сегодняшний день является для ООО «СП «Ваньеганнефть» наиболее актуальной задачей.
Первый опыт использования десендеров
Первые попытки применения механических устройств для защиты погружного оборудования в ООО «СП «Ваньеганнефть» были предприняты в 2004-2006 годах. Однако этот опыт оказался неудачным: проволочные фильтры с зазором между витками 0,2 мм, спускаемые на пакере, быстро забивались как с внешней стороны, так и изнутри.
После этого были испытаны десендеры SandCat компании Pumptools (в настоящее время принадлежит Weatherford). Принцип их действия основан на гравитационном эффекте: жидкость, поступая через приемные щели корпуса, двигается вниз и, доходя до приема фильтра-сердечника, резко меняет направление движения, при этом взвешенные частицы, обладая более высокой массой, оседают в контейнере.
Десендеры SandCat подвешивались на УЭЦН и включали пакерующую резиновую манжету и контейнер, состоящий из трех НКТ диаметром 73 мм, который, однако, наполнялся довольно быстро – в течение месяца. Переход на схему подвески десендера на легком пакере позволил использовать в качестве контейнера 10 НКТ диаметром 89 мм, таким образом, увеличив его объем в пять раз – с 0,072 м3 до 0,36 м3.
Основной же проблемой при эксплуатации десендеров SandCat стала неспособность обеспечить высокую степень сепарации частиц песка диаметром менее 0,15 мм при дебитах жидкости более 200 м3 в сутки. Решение этой задачи было возложено на специалистов ООО «Нефтеспецтехника» (Тюмень). Кроме того, учитывая ограниченный объем контейнера для сбора песка, десендер также должен был гарантировать защиту ЭЦН от залповых выносов песка в процессе освоения и эксплуатации скважины и обеспечивать сепарацию наиболее крупных абразивных частиц, вызывающих эрозионный износ.
Новые разработки для защиты от выноса песка
К преимуществам конструкции относятся простота изготовления и большой диапазон применения по дебитам (30 – 500 м3 в сутки), регулируемый подбором соответствующего диаметра сопла. Однако сепарация частиц среднего и особенно малого диаметров (менее 0,25 мм) оказалась недостаточной, то есть десендеры УСПЗ будут наиболее эффективны в скважинах с выносом стабильных частиц проппанта и незначительным содержанием «дробленых» частиц и частиц пластовой породы (менее 20%).
Для более глубокой очистки жидкости разработано устройство УСПШ.01-114, использующее принцип разделения фаз в поле центробежных сил и ускорения струи в кольцевом ускорителе. Пластовая жидкость с песком поступает через входные отверстия в полость корпуса и далее в рабочую область шнекового сепаратора. В процессе закручивания потока в поле центробежных сил происходит разделение твердой и жидкой фаз: твердые частицы, имеющие более высокую плотность, «отжимаются» к периферийной части шнека. Затем поток смеси поступает в кольцевой ускоритель со спиральными пазами, на выходе из которого он резко увеличивает скорость – как линейную составляющую, так и угловую, что позволяет улучшить качество сепарации. Песок попадает в контейнер-пескосборник, очищенная жидкость через всасывающий патрубок поступает в насос.
По результатам испытаний было выявлено, что десендеры не сепарируют все абразивные частицы полностью, хотя контейнеры всегда заполнены песком. Так, анализ фракционного состава песка, взятого из десендера и отфильтрованного из добываемой жидкости на скважине №3449, показал, что десендер SandCat сепарирует, в первую очередь, наиболее крупные фракции.
Однако даже сепарация лишь наиболее крупных зерен песка позволяет значительно увеличить наработку ЭЦН. В 2006-2008 годах на Ваньеганском месторождении было внедрено 20 десендеров: 15 – импортного производства и пять – российских. Анализ работы скважин до и после применения десендеров показал, что наработка увеличилась с 88 суток до 159 суток, значительно снизилось количество отказов из-за засорения песком, а также уменьшилось количество «полетов» ЭЦН.
Таким образом, применение десендеров хотя и не решает проблему полностью, но позволяет увеличить наработку оборудования на отказ за счет частичной сепарации крупных фракций механических примесей и защиты насоса от залповых выбросов песка, однако использование этого оборудования будет наиболее эффективным в сочетании с технологиями крепления призабойной зоны пласта.
Примеры использования десендеров
До установки десендера скважина №859 находилась в часто ремонтируемом фонде со средней наработкой 85 суток. Основными причинами отказов были заклинивание насоса и отсутствие подачи, случались аварии, связанные с расчленением по телу газосепараторов и НКТ. После установки десендера SandCat скважина отработала 375 суток и была остановлена из-за отсутствия притока по причине пересыпания забоя скважины.
Легко ли добыть нефть. Что такое УЭЦН и как он работает. Часть 1
У меня уже было два поста, в которых я описал принцип работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ). Пришло время рассказать о другом способе добычи нефти с помощью УЭЦН или просто ЭЦН – установки электроцентробежного насоса.
Исторически первыми появились штанговые насосы, которые длительное время доминировали в нефтедобыче. Но из-за некоторых недостатков «проиграли» УЭЦН, и сейчас доля их ежегодно сокращается, и большую часть нефти, порядка 80%, в нашей стране добывают с помощью УЭЦН. Основной недостаток – это наличие очень длинной механической связи между станком-качалкой и насосом. Колонна штанг обладает большой прочностью, но все равно является самым слабым звеном, передавая насосу ограниченную мощность, снижает надежность и уменьшает межремонтный период. Также к недостаткам ШСНУ относится ограниченная производительность, относительно невысокая глубина эксплуатации (в среднем не более 1500 м), ограничение по углу наклона скважины. Сейчас скважины все больше уходят вбок и в глубину, при таких условиях эксплуатировать штанговые насосы проблематично, а то и просто невозможно.
Отрадно осознавать, что первые насосы такого типа впервые были придуманы нашим бывшим соотечественником Армаисом Арутюновым. Он разработал ПЭД – погружной электродвигатель, в 1916 году, но после революции эмигировал в США. Там он и довел свою разработку до конца, а впервые начали добывать таким способом нефть в 1928 году.
Армаис организовал очень успешную фирму REDA- Russian electrical dynamo of Arutunoff, которая через много-много лет была поглощена международной нефтесервисной компанией Schlumberger.
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, она же бесштанговый насос, она же ESP. По большому счету это обычный насосный агрегат. Необычного в нем то, что он тонкий (самый распространенный помещается в скважину с внутренним диаметром 123 мм), длинный (есть установки по 70 метров длиной) и работает в таких условиях, в которых более- менее сложный механизм вообще не должен существовать.
В составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:
ПЭД (погружной электродвигатель) Электродвигатель второй главный узел – крутит насос. Это обычный (в электрическом плане) асинхронный электродвигатель – только он тонкий и длинный. У двигателя два главных параметра – мощность и габарит. И опять же есть разные исполнения стандартный, теплостойкий, коррозионостойкий, особо теплостойкий. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель, и компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.
Протектор (еще его называют гидрозащитой) – стоит между насосом и двигателем. Он, во-первых, делит полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а во вторых – решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там до 400 атм бывает, это примерно как на трети глубины Марианской впадины). Бывают разных габаритов и опять же исполнения.
Еще есть дополнительные устройства.
Газосепаратор (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Он отделяет жидкость от свободного газа на входе в насос. Часто, очень часто количества свободного газа на входе в насос вполне достаточно, что бы насос не работал – тогда ставят какое либо газостабилизирующее устройство. Если нет необходимости ставить газосепаратор – ставят входной модуль.
ТМС – это своего рода тюнинг. Кто как расшифровывает – термоманометрическая система, телеметрия.
Еще ставят защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – что бы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов – как то жалко этого времени). Для того, чтобы слить жидкость перед подъемом ставят сливной клапан (сливная муфта). Обратный и сливной клапан исполнены в виде переводников и устанавливаются в колонне НКТ над УЭЦН.
ЭЦН висит на насосно-компрессорных трубах. И смонтирован в следующей последовательности:
Вдоль НКТ (2-3 километра) – кабель, сверху – КС, потом КОШ, потом ЭЦН, потом газосепаратор (или входной модуль), затем протектор, дальше ПЭД, а еще ниже ТМС. Кабель проходит вдоль ЭЦНа, сепаратора и протектора до самой головы двигателя
Все части УЭЦН секционные, секции длиной не более 9-10 метров и собирается установка непосредственно на скважине.
В следующих частях рассмотрю каждые части подробнее.
Наука | Научпоп
6.1K постов 69.2K подписчиков
Правила сообщества
ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.
Основные условия публикации
— Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.
— Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.
— Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.
— Видеоматериалы должны иметь описание.
— Названия должны отражать суть исследования.
— Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.
Не принимаются к публикации
— Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.
— Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.
— Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.
— Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.
— Попытки использовать сообщество для рекламы.
— Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.
— Нарушение правил сайта в целом.
Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.
@Alexeich56, автор, у вас картинка «Схема УЭЦН» шакалистая, не разобрать ничего (. Спасибо за статью, познавательно!
Кабель медный трехжильный не выдерживает похмелье крс-ников и отправляется в пункт приема цветмета
Самый тонкий насос 55мм, может работать в НКТ 73мм. «Колибри» от Новомета
Оборудование для добычи нефти)
Вобщем это УЭЦН (установка электро центробежного насоса).
Если можно так выразиться,это модульная конструкция,которая позволяет добывать от 16 до 1800 тон жидкости в сутки.(в зависимости от конфигурации,параметров скважины и пожеланий заказчиков).
Сравнительно ШГН (Штанговый Глубинный Насос,та самая «качалка» вдоль дороги,добывает не более 15 тон в сутки.)
Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)
Следом идет патентная заявка от АО Татнефть от 28.02.2019 ( https://i.moscow/patents/RU2713287C1_20200204 ).
Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.
Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.
Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?
Нередко пишут о том, что в образовании «чёрного золота» важнейшую роль сыграли продукты разложения древних обитателей нашей планеты — динозавров. Мы проверили, так ли это.
(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)
Об этом занимательном факте можно прочитать на экономическом портале «Кто в курсе», в учебном курсе для начальных классов «Рыбы, ископаемые и топливо» от Общества инженеров-нефтяников, в повести Виктора Пелевина «Македонская критика французской мысли» и многих других источниках. Распространено подобное мнение и на Западе, где упоминается в образовательных блогах. И в российских, и в зарубежных источниках приводятся свидетельства того, что эта информация долгое время преподавалась в средних школах.
Также в Сети распространён мем:
Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.
Породы эти могут стать основой для нефти в так называемом нефтяном окне — зоне на глубине 1,6–4,6 км с температурой от 60 до 150 °C. В верхней его части температура недостаточно высока, и нефть получается «тяжёлой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.
Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.
❗️ Другое дело — искусственные условия: если для органического вещества создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо.
В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.
Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.
Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.
Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.
1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.
2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.
Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.
Откуда же вообще возникло всеобщее заблуждение «нефть — из динозавров»? Современные исследования говорят о том, что оно могло стать результатом обширной рекламной кампании нефтяной корпорации Sinclair Oil, начавшейся в 1930-е годы в США. Корпорация спонсировала археологические раскопки динозавров, отправляла гигантские модели этих созданий на Всемирные выставки в Чикаго и Нью-Йорке, не говоря о всевозможной символике и сувенирах.
И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.
Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями
Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями
Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину 
Источники механических примесей, попадающих в насосную установку 
Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей 
Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину 
Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку
ИСТОЧНИКИ МЕХПРИМЕСЕЙ
Источники механических примесей, попадающих в насосную установку, делятся на четыре основных типа (см. «Источники механических примесей, попадающих в насосную установку»):
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ
Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей также делятся на четыре основных категории (см. «Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей»).
В свою очередь, различают технические и технологические способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину и в саму насосную установку (см. «Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину» и «Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку»).
К техническим методам относится установка различных видов фильтров в интервале перфорации. Технологические — это снижение депрессии на пласт, улучшение качества технологических растворов глушения, промышленных жидкостей и т.д., а также технологии по закреплению проппанта.
Существуют общеизвестные методики и расчетные формулы. По ним можно определить минимально допустимое забойное давление, при котором начинается разрушение горных пород и, соответственно, вынос мехпримесей. Однако эти расчеты очень редко применяются на практике, поскольку, в основном ставится задача достичь необходимого отбора жидкости из скважины. Осознанным последствием при этом становится повышенный уровень мехпримесей, который будет влиять на износ оборудования.
Качество технологических растворов — также проблема общеизвестная. Если мы говорим о жидкости глушения, то лучший способ повышения качества приготовления жидкости глушения — метод отстоя. Прочие методы также известны. Смысл в том, что мы должны определять и контролировать определенный показатель КВЧ в жидкостях глушения, в промывочных жидкостях.
Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку делятся на технические, к которым относятся установка фильтра на приеме скважины, установка фильтра над насосом, и технологические, которые в принципе совпадают с предыдущей группой: снижение депрессии на пласт, повышение качества подготовки растворов и закрепление проппанта.
ФИЛЬТРЫ, УСТАНАВЛИВАЕМЫЕ НА ПРИЕМЕ УЭЦН
Одним из самых распространенных и эффективных способов защиты ГНО от воздействия мехпримесей служит установка на приеме насосных установок специальных фильтров.
В фильтре ЖНШ производства ЗАО «НовометПермь» в качестве фильтрующего элемента используются щелевые решетки из V-образной проволоки из высокопрочной нержавеющей стали. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Размер задерживаемых частиц — 0,1–0,2 мм. Преимуществ у данного фильтра несколько. Во-первых, он обладает свойством самоочищения за счет вибрации УЭЦН. Во-вторых, удобством монтажа, поскольку фильтр устанавливается в составе погружной насосной установки. Соответственно, спуск фильтра не увеличивает время на ТРС. Фильтр не подвержен засорению, чем объясняются минимальные потери подпора на приеме насоса.
В то же время у фильтров ЖНШ существуют и недостатки. Фильтр увеличивает общую длину УЭЦН, применяется только с газосепаратором без входного модуля, зависит от габарита погружной установки, имеет достаточно высокую стоимость. Области применения фильтра ограничиваются определенной максимальной нагрузкой на вал. В некоторых случаях (при наличии в добываемой жидкости глины и прочих подобных субстанций) обнаруживается засорение поверхности фильтра. И еще один недостаток: крупные частицы мехпримесей «отбиваются» V-образной проволокой и спускаются на забой.
Фильтр ЖНША производства ОАО «АЛНАС» обладает схожей конструкцией, преимуществами и недостатками.
Шламоуловитель МВФ ЗАО «Новомет-Пермь»
Шламоуловитель МВФ производства ЗАО «Новомет-Пермь» представляет собой многослойный фильтроэлемент из пеноникеля, который задерживает частицы диаметром более 0,25 мм. Пористость достигает 99%. Входной модуль оборудован клапаном, срабатывающим при засорении фильтра. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Среди преимуществ шламоуловителей МВФ следует отметить также удобство монтажа без увеличения времени проведения ТРС. При засорении фильтрующего элемента при помощи пластичных клапанов обеспечивается проход жидкости, минуя МВФ. К недостаткам можно отнести то, что мехпримеси и проппант остаются в фильтре, а также то, что фильтр увеличивает общую длину УЭЦН и может применяться только с газосепаратором без входного модуля.
В случае шламоуловителей МВФ также существует ограничение по передаваемой валом мощности: для 5-го габарита это 85 кВт, для габарита 5А — 140 кВт. При этом максимальный расход для 5-го габарита — 125 м3/сут., для габарита 5А — 280м3/сутки. К недостаткам также можно отнести сложный и дорогостоящий ремонт данного шламоуловителя.
Шламоуловитель ШУМ 5Д производства «НовометПермь» включает в себя диспергирующие ступени и направляющий аппарат (НА) с удлиненной ступицей, ступени УЭЦН. При прохождении диспергирующих ступеней происходит подготовка однородной суспензии, далее жидкость проходит пакет ступеней НА с удлиненной ступицей, в которых между наружной поверхностью ступицы и внутренней поверхностью стенки НА осаждаются мехпримеси.
Преимущества ШУМ 5Д определяются также удобством монтажа, а также тем, что фильтр улавливает мехпримеси всех размеров и проппант. Недостатки также стандартны. Это увеличение общей длины УЭЦН, а также то, что при большом уровне КВЧ фильтр быстро забивается. Параметры фильтра зависят от габарита УЭЦН. Существует проблема по передаче мощности через вал: известны случаи скручивания шлицов и слома вала. Также существует проблема истончения стенки и слома ступицы аппарата при высокой КВЧ. Имеется ограничение по пропускной способности: 5-й габарит — 125 м3/сутки, габарит 5А — 200 м3/сут.
Разработка ЗАО «РЕАМ-РТИ» — входной фильтр ФВПР. Это входной модуль УЭЦН со специальным фильтрующим элементом на основе проволочных проницаемых материалов (ППМ) со специальной структурой. Конструкция обеспечивает дренаж отфильтрованных частиц из внешней кольцевой полости фильтра. Модуль также спускается в составе погружной установки. Его преимущества: модульная конструкция фильтра и неограниченная длина (поверхность). Из очевидных плюсов также следует отметить щелевой эффект ППМ и способность фильтрующих элементов к отбрасыванию примесей при низкой скорости фильтрации. Кроме того, фильтр отличается большой поверхностью, низким гидравлическим сопротивлением, дренажом механических примесей с корпуса фильтра и возможностью регенерации фильтра при ремонте.
Погружной сепаратор механических примесей ПСМ
Погружной сепаратор механических примесей ПСМ, разработанный РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (изготовитель ЗАО «Новомет-Пермь»), устанавливается в нижней части погружной установки. В этом случае компоновка должна включать в себя так называемый двусторонний ПЭД, две гидрозащиты.
Принцип действия следующий: Поток добываемой продукции поступает из пласта в скважину и затем на прием центробежного сепаратора. Во вращающемся роторе сепаратора происходит отделение твердых частиц от жидкости в поле центробежных сил.
Преимущества данного устройства заключаются в том, что при его использовании после сепарации частицы накапливаются в контейнере, обеспечивается защита УЭЦН от пикового выноса механических примесей из пласта при пуске УЭЦН, производится двухступенчатая сепарация газа, возможна обработка жидкости ингибитором солеотложения. Основной недостаток — сложная конструкция.
Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН производится ООО «Привод-Нефтесервис» по проекту ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фильтр выполнен в виде кожуха (труба диаметром 130 мм с нижней перфорированной частью), который распространяется только на длину установки УЭЦН, захватывающую часть ЭЦН чуть выше приемной сетки, на одном конце которой находится приемная сетка увеличенной площади, на другом — муфта для крепления фильтра к ЭЦН.
К преимуществам фильтра-кожуха можно отнести улучшенное охлаждение ПЭД, а также собственно способность предотвращать засорение ГНО мехпримесями. Главный недостаток конструкции в том, что ее невозможно применять для эксплуатационных колон диаметром менее 168 мм. И в целом фильтр-кожух увеличивает общий диаметральный габарит, а значит, возникает проблема с подготовкой скважин. То есть в данном случае имеют место все известные недостатки, связанные с применением кожухов.
ЗАО «ПО Стронг» выпускает фильтр-насадку ФНТ, которая крепится к компенсатору УЭЦН через пакерразобщитель ПРС-146(168). Установка ПРС-146(168) производится путем долива жидкости в скважину, либо закачкой с помощью агрегата и затем за счет снижения динамического уровня после запуска УЭЦН.
К плюсам фильтра можно отнести его способность к самоочищению за счет вибрации УЭЦН, достаточно высокую пропускную способность (до 400 м3/сут.), удобство монтажа, независимость от габарита УЭЦН, а также спуск в составе УЭЦН.
К недостаткам относится риск повреждения уплотнительных элементов пакера при СПО и риск нераспакерования при посадке. Кроме того, существует ограничение по допустимой нагрузке на нижнюю часть двигателя — 500 кг.
Фильтр противопесочный типа ФПБ производства завода «Борец» присоединяется к нижней части ПЭД (исполнение ФПБН-85) или к нижней части кожуха электродвигателя (исполнение ФПБК-85). Фильтр ФПБН-85 включает в себя фильтр–насадку ФНТ, предохранительный клапан и разобщитель. Фильтр ФПБК85 отличается отсутствием разобщителя.
Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН
И, наконец, последний из рассматриваемый группы — скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73 производства ОАО «Тяжпрессмаш». Фильтр устанавливается на пакере ниже УЭЦН. К его преимуществам относится возможность осуществления нескольких СПО УЭЦН без подъема фильтра, достаточно высокая пропускная способность (также до 400 м 3 /сут.) и независимость от габарита УЭЦН. К недостаткам в данном случае относится увеличение времени на ТРС в связи с дополнительной подготовкой ствола скважины с последующей установкой данной конструкции. Кроме того, существуют риски преждевременного распакерования пакера при СПО и, наоборот, нераспакерования при посадке, риск повреждения пакера, риск прихвата и аварии при извлечении фильтра, пропуски КВЧ и проппанта при негерметичности пакера, засорение фильтра в результате отсутствия притока. Еще один минус: фильтр ФС-73 спускается только после подтверждения потенциала скважины, то есть это не менее, чем второй рейс после ГРП.
Скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73
ДЕСЕНДЕРЫ
Компания Wood Group ESP производит так называемые десендеры Sandcat, которые тоже устанавливаются ниже погружной установки с использованием пакера. То есть в принципе это центрифужный диффузор, пескоотделитель, который устанавливается ниже УЭЦН. Его преимущества: отсутствие движущихся частей, самоочищение за счет вибрации УЭЦН, простота и легкость монтажа, СПО в составе УЭЦН. Недостатки: риск преждевременного распакерования пакера или нераспакерования при посадке, риск повреждения пакера, риск прихвата и аварии, пропуск КВЧ при негерметичности пакера.
Также существуют конструкции десендеров, устанавливаемых на пакере.
Десендеры, устанавливаемые на пакере
УСТРОЙСТВА, УСТАНАВЛИВАЕМЫЕ ВЫШЕ УЭЦН
В качестве примера устройства данной группы можно назвать обратный клапан КОШ-73 со шламовой трубой. Фактически это общеизвестные шламоуловители, которые выпускает каждый завод-изготовитель погружных установок.
Труба шламовая типа ТШБ 42Х73 предназначена для защиты обратного клапана от осадка мехпримесей, находящихся в НКТ при остановке УЭЦН. Преимущества устройства состоят в свойстве сохранять герметичность обратного клапана при работе на скважинах с повышенным содержанием КВЧ, возможности производить опрессовку НКТ и в относительной простоте конструкции.
Еще одно техническое решение — комбинированное клапанное устройство (ККУ) было разработано специалистами компании «ЛУКОЙЛ-Пермь» и производится заводом «ЭЛКАМ-нефтемаш». В основе конструкции лежат обратный клапан и второй клапан, который позволяет проводить промывку колонны НКТ, минуя саму установку.
Компактное размещение в едином изделии шаровых клапанных пар, герметизирующих рабочие и промывочно-сливные каналы, обеспечивает надежное удержание жидкости в колонне при остановке УЭЦН, закачку технологических жидкостей при глушении скважины, прямой и обратной промывках без использования сбивного клапана, слив жидкости из НКТ в затрубное пространство при подъеме подземного оборудования, а также предотвращение засорения клапана и НКТ при их спуске и проведении обратной промывки за счет дополнительного фильтра.
Слабая сторона конструкции в данном случае связана с общеизвестным недостатком шариковых клапанов: попадание мехпримесей и выработка иногда приводят к негерметичности.
Из оборудования этой группы зарубежного производства интересно отметить клапан с автоматической заслонкой, автоматический клапан с дротиком и выдвижной гильзой и обычный клапан с выдвижной гильзой. Все эти устройства позволяют обеспечить очистку добываемой жидкости.
Особого внимания заслуживает разработка для УШГН. Верхний шламоуловитель ВШН-1 производится ЗАО «Тюменьнефтегазтехника» по проекту ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и предназначен для невставных штанговых насосов. Шток плунжера уплотняется двумя вкладышами, а само устройство состоит из корпуса, патрубка, фиксирующей гайки и двух фторопластовых вкладышей, которые препятствуют попаданию мехпримесей в цилиндр насоса из НКТ и служат для центровки насосной штанги. То есть при остановке станка-качалки за счет этого устройства исключается попадание мехпримесей в корпус насоса.
Шламоуловитель позволяет исключить не только попадание мехпримесей, но и продуктов коррозии, окалины. К преимуществам также относится простота конструкции и невысокая стоимость изделия. Объемы внедрения велики: практически весь фонд ТПП оснащен установками этого типа.
Твердость основных материалов мехпримесей (по Моосу)
ВЛИЯНИЕ АБРАЗИВОВ НА УЗЛЫ ГНО
При контакте абразивных мехпримесей с узлами ГНО происходят следующие процессы: радиальныйизнос подшипников ЭЦН, износ и промыв ступеней, промыв газосепаратора, засорение насоса и износ подшипников гидрозащиты (см. «Твердость основных материалов мехпримесей (по Моосу)»).
В настоящее время Экспертный совет по механизированной добыче нефти работает над формированием стандарта УЭЦН. В рамках этой работы сложилось понимание, что текущее определение показателя КВЧ, прописанное в технических условиях заводов-изготовителей и в технических требованиях нефтяных компаний, не в полной мере отражает процессы, происходящие в погружной установке (подробнее см. Смирнов Н.И. «Научные подходы к повышению надежности УЭЦН»).
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ УЭЦН
В настоящее время с целью повышения устойчивости УЭЦН к влиянию мехпримесей при изготовлении установок применяется целый ряд технических решений.
Так, двухопорная конструкция рабочих органов электроцентробежного насоса позволяет увеличить опорную площадь колеса и повысить его устойчивость аппарате. Использование промежуточных подшипников из твердых сплавов позволяет повысить устойчивость вала и снизить амплитуду вибрации. За счет использования керамических и твердосплавных материалов осевых опор достигается снижение износа этого узла.
Еще одним техническим решением сегодня является «плавающая» сборка с опорой вала насоса на пяту гидрозащиты, что позволяет снизить износ осевой опоры. Существует и так называемая «пакетная» сборка, за счет которой разгружаются осевые усилия в насосе и происходит повышение устойчивости вала.
«Компрессионная сборка» позволяет повысить устойчивость колеса и снизить вибрацию. Также существует способ организации в гидрозащите спецкамеры, что предотвращает попадание мехпримесей в область торцовых уплотнений для снижения его износа.
И последний из рассматриваемых методов — установка защитной гильзы из твердых материалов в газосепаратор для предотвращения промывов.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Первая группа методов этой категории связана с закреплением проппанта при ГРП. Например, это применение проппанта марки Fores RCP. Проппант покрыт фенолформальдегидными смолами. Склеивание начинается при давлении выше 69 атм. При атмосферном давлении сшивание RCP проходит при температуре выше 90°С. При проведении ГРП пласт может остывать до 45°С, что ухудшает склеивание RCP-пропанта. В этом случае в качестве разогревающего состава применяются специальные композиции, которые при смешивании на забое выделяют большое количество теплоты (разогрев до 140°С).
Еще одна современная технология под названием «ЛИНК» (основной разработчик — ЗАО «ГеотехноКИН») предназначена для крепления ПЗП. При ее реализации последовательно производятся: закачка буферной оторочки (6–8 м3), закачка основного состава (0,7–0,8 м3 на1 м эффективной толщины), закачка гидрофобной жидкости (товарная нефть, солярка и т.п.) объемом в 1,5–2,0 раза больше объема закачанного состава, выдержка на реагирование и отверждение и постепенный ввод скважины в эксплуатацию.
Интерес также представляют технологии компании Halliburton для контроля или устранения «проблемы физической миграции частиц». К ним относится технология крепления призабойной зоны пласта SandTrap™, направленная на повышение приемистости, крепление перфорационных отверстий и ПЗП в слабосцементированных песчаниках, стабилизацию песка и дисперсных частиц. Радиус проникновения 50-100 см. Другая технология этой группы — PropStop™, PropStop™ WC — ориентирована на снижение объема выноса проппанта после ГРП (крепление проппанта в трещине). Используется консолидирующий материал низкой вязкости с размещением в пласте при помощи гибкой трубы или НКТ c пакером, или по обсадной колонне. Обработка проводится при расходах ниже давления ГРП. И, наконец, технология SandWedge™, FineFix™ — ослабление миграции микрочастиц, набивки трещин ГРП. Это только некоторые примеры западных наработок.
И, конечно, применимы и в определенной мере эффективны известные методы промывки скважин и насосных установок, скрепирование, шаблонирование и т.д.
Примером технического решения в этой области может служить устройство производства заводов «Измерон» (С-Петербург) и УНИКОМ (Первоуральск). Устройство механическое ударно-вращательное приводится в действие возвратно-поступательными движениями НКТ с длинной хода поршня 2–2,5 метра. Твердая фаза с забоя скважины всасывается через нижние клапаны и поступает в контейнер, собранный из НКТ (до 1000– 1500 кг шлама). Циркулирующая жидкость проходит через контейнер и выходит через верхние отверстия в затруб. При этом твердая фаза остается в контейнере.
Преимущества: очистка забоя скважин в условиях поглощения без насыщения пласта и сохранение эффективности при утечках в НКТ.
Из недостатков: металлические предметы забивают клапан, эффективность по разрушению пропантовых корок составляет 30%, существует риск прихвата компоновки проппантом из вышележащих пластов.
Стоит также отметить, что некоторые из выпускаемых сегодня станций управления способны реализовывать так называемые «режимы встряхивания», при которых направление вращения ЭЦН периодически меняется на короткое время, что не позволяет откладываться мехпримесям.