30 Мар

СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:

Механические примеси, сопровождающие работу внутрискважинного оборудования, можно разделить на две категории: мехпримеси естественного происхождения (например, продукты внутрипластовой суффозии и разрушения прискважинной зоны пласта) и мехпримеси техногенного происхождения (например, мехпримеси заносимые в скважину на НКТ с поверхности куста или в результате плохой очистки труб, также мехпримеси заносимые с технологическими жидкостями при ремонтах, проппант, продукты химических реакций). 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 [1] (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 Кумкольского месторождения показал в среднем наличие механических примесей 250 мг/литр, а на 15 процентов скважин – более 500 мг/литр. По техническим условиям на установке электроценробежного 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 Кумкольском месторождении проводятся мероприятия направленные на предотвращение заноса механических примесей в скважину.[2,3]

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

Рисунок 1 Структурная схема методов защиты

внутрискважинного оборудования от механических примесей

Основной причиной появления механических примесей в добываемой жидкости считается увеличение депрессии на пласт и вынос их с призабойной зоны скважины [5].

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

  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 устройства для защиты ЭЦН от мехпримесей на основе явления коагуляции взвешенных частиц, устанавливаемых в зоне перфорации скважины. В качестве устройства, преобразующего колебания в необходимый для коагуляции диапазон частот, предлагается использовать резонаторы (акустические преобразователи шума).

Принцип действия акустического преобразователи шума (АПШ) (рабочее название – фильтр режекторный) представлен на рисунке 2.

Рисунок 2- Принцип действия резонатора:

а- конструкция; б- деформация

 

фронта падающей волны; в- отдача накопленной энергии в окружающее пространство

Масса окружающей резонатор среды m в его горловине (рисунок 2 а) приводится в колебательное движение внешним давлением. При резонансе скорость колебаний v в горле резонатора увеличивается, увеличивается и объемный поток vS (S – площадь поперечного сечения горла). Ввиду того, что колебательная скорость падающей волны остается постоянной, для поддержания возрастающего объемного потока фронт падающей волны деформируется (рисунок 2 б). Деформация охватывает тем большую зону, чем больше скорость колебаний в горле резонатора. Поэтому он концентрирует значительно большую энергию, чем та, которая содержится в части падающей волны, приходящейся на площадь входного отверстия. После прекращения внешнего воздействия резонатор отдает накопленную энергию в окружающее пространство (рисунок 2 в). Таким образом, резонатор (акустический преобразователь шума) по принципу действия увеличивает интенсивность доходящих до него колебаний, преобразуя рассеянную в пространстве энергию (шум, вибрацию), а также усиливает интенсивность колебаний за счет уменьшения их продолжительности. Для создания стоячей волны в скважинных условиях длина ее полуволны должна уложиться в кольцевом зазоре между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной корпуса резонатора (рисунок 3).

Рисунок 3 — Стоячие волны в кольцевом зазоре между эксплуатационной колонной и акустическим преобразователем шума: 1- акустический преобразователь шума; 2- эксплуатационная колонна; 3-стоячие волны длиной λ1, λ2, λ3 и т.д.

 

Анализ зависимостей между уровнем шума и дебитом скважины показывает, что в диапазоне частот от 125 Гц до 2 кГц заметна тенденция роста уровня шума с увеличением дебита скважин. В диапазоне частот 4-8 кГц уровень шума практически не зависит от дебита.

 Целью следующего этапа испытаний являлось экспери-ментальное подтверждение трансформации колебаний низкого диапазона частот в колебания высокого диапазона при работающем в скважине ЭЦН с применением АПШ. Иными словами необходимо было экспериментально доказать, что суммарный уровень вибрации в реальных условиях при работе ЭЦН с акустическим преобразователем шума меньше, нежели без него.

Перед спуском в скважину АПШ-2 проведены замеры уровня шума шумомером ВШВ-003 (погрешность измерения прибора ВШВ-003 составляет 0,5 дБ). Далее на геофизической проволоке через лубрикатор произвели спуск АПШ-2 на глубину 1430 м и произвели следующий замер. Результаты интерпретации уровней шума (пересчет на виброскорость) представлены на рисунке 4.

Рисунок 4 — Сравнительная оценка виброскорости насосной установки GC-3000 в скважине № 668 до и после спуска АПШ

В результате применения АПШ-2 внутри НКТ удалось снизить суммарный уровень вибрации в 6,2 раза за счет уменьшения пульсации газожидкостной смеси (ГЖС).Полученные результаты испытаний акустических преобразователей шума позволяют рекомендовать их к внедрению на полетоопасных скважинах искважинах с высоким содержанием мехпримесей

Литература

  1. Апасов Р.Т., Шошаева З.А. Способы защиты от механических примесей в добываемой жидкости // Инновации в науке: научный журнал. – № 1(62). – Новосибирск., Изд. АНС «СибАК», 2017. – С. 86-88
  2. Айдарбеков А.С.«Теория и практика разработки нефтяного месторождения «Кумколь»,1999г
  3. Акжигитов А.Ш. «Реологические свойства нефти месторождения Кумколь» Изд.АН КазССР.- 1989г.
  4. Смольников С.В. и др. Методы защиты насосного оборудования для добычи нефти от механических примесей. Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. 41с.
  5. Кудрявцев И.А. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения / И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, И.В. Цыкин, И.Н. Гутуев, И.А. Хабипов // Нефтяное хозяйство. -2002. -№ 6. -С. 62-64.
  6. Шашкин М.А. Применяемые в ТПП ≪Лангепаснефтегаз≫ методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 26 — 31.
    СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ
    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 акустических преобразователей шума. В данной работе рассмотрен акустический преобразователь шума, принцип действия и эффективность применения.
    Written by: Жумагалиева Нуржамал Муратбековна, Икмашев Габидолла Берикулы
    Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
    Date Published: 04/12/2017
    Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_30.03.2017_03(36)_часть 1
    Available in: Ebook