Факторы влияющие на работу УЭЦН

Градация фонда скважин, эксплуатируемых УЭЦН, по степени влияния осложняющих факторов на надежность работы погружного оборудования производится по следующим категориям осложнения:

• — коррозионная агрессивность пластовой жидкости;
• — влияние мехпримесей/абразивных частиц;
• — отложения солей;
• — газосодержание в зоне подвески УЭЦН;
• — температура в зоне подвески УЭЦН;
• — АСПО;
• — образование высоковязких эмульсий;
• — повышение вязкости нефти.

Коррозионная агрессивность пластовой жидкости Коррозионную агрессивность пластовой жидкости характеризуют факторы, такие как, количество растворенных солей, концентрация водородных ионов рН, жесткость воды, содержание кислых газов, наличие органических веществ. Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, скорости движения потока, природы и количественного соотношения воды и углеводорода в двухфазной среде.

Большое влияние на коррозионный процесс оказывает сероводород, увеличивая скорость коррозии металла. При росте в пластовой жидкости содержания сероводорода скорость коррозии увеличивается линейно.

Учитывая большое количество факторов, влияющих на скорость коррозии, разделение скважин на категории производится исходя из интенсивности коррозионного разрушения подземного оборудования. Отнесение скважин к категориям 1, 2, 3 производить при наличии (обнаружении) на скважине одного из ниже перечисленных условий.

Категория скважин 1 (низкая коррозионная агрессивность).

• а) Скважины, в которых не отмечаются отказы любого вида подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии;
• б) Не производится отбраковка подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии после работы в скважине;
• в) В составе добываемой жидкости не содержатся агрессивные компоненты (в скважине не требуется применение оборудования в коррозионностойком исполнении и/или проведение ингибиторной защиты).

Категория скважин 2 (высокая коррозионная агрессивность).

• а) Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии;
• б) Производится отбраковка подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии после работы в скважине;
• в) По составу агрессивных компонентов в добываемой жидкости (в скважине применяется оборудование в коррозионностойком исполнении и/или производится ингибиторная защита).

Категория скважин 3 (очень высокая коррозионная агрессивность).

• а) Скважины находятся в ЧРФ из-за коррозионного разрушения подземного оборудования по результатам работы ПДК (количество отказов по причине коррозии НКТ, УЭЦН, кабеля — 3 и более отказов в год);
• б) Срок эксплуатации подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) в скважине до отбраковки по причине коррозии — менее 1 года;
• в) По составу агрессивных компонентов в добываемой жидкости (в скважине применяется оборудование в коррозионностойком исполнении и/или производится ингибиторная защита).

Влияние мехпримесей/абразивных частиц Определение степени влияния механических примесей/абразивных частиц на работу насоса является сложной задачей. Отказы насосов происходят как по причинам износа, так и по причинам засорения рабочих органов УЭЦН.

Износ деталей насосов (рабочих органов, подшипников и т. д.) зависит от степени абразивности продукции скважины, которая определяется по следующим параметрам: количество выносимых частиц, их твердость, гранулометрический состав, содержание (%) кварца, геометрия песка (угловатость).

В существующей практике лабораторными исследованиями в основном определяется только один параметр — концентрация взвешенных частиц (КВЧ). Поэтому наиболее ценной является информация о состоянии оборудования, применявшегося на данной скважине ранее.

Отнесение скважин по степени влияния мехпримесей/абразивных частиц по категориям 1, 2, 3, 4 производится при наличии (обнаружении) на скважине ниже перечисленных условий.

Категория 1 (низкое влияние мехпримесей).

• а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам износа или засорения насосных секций (по данным дефектации);
• б) В составе добываемой жидкости не содержатся абразивные частицы (не требуется применение износостойкого оборудования);
• в) Массовая концентрация взвешенных частиц — до 0,2 г/л.

Категория скважин 2 (низкая абразивность).

• а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам засорения насосных секций (данные дефектации), износ рабочих органов отсутствует;
• б) В составе добываемой жидкости не содержатся абразивные частицы (не требуется применение износостойкого оборудования);
• в) Массовая концентрация взвешенных частиц — более 0,2 г/л.

Категория скважин 3 (высокая абразивность).

• а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам износа и/или засорения насосных секций (данные дефектации);
• б) В составе добываемой жидкости содержатся абразивные частицы (до 7 баллов по шкале Мооса);
• в) Массовая концентрация твердых частиц — до 0,5 г/л.

Категория скважин 4 (очень высокая абразивность).

• а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам износа и/или засорения насосных секций (данные дефектации). Оборудование в неизносостойком исполнении в данной скважине имеет 3 и более отказа в год (ЧРФ);
• б) В составе добываемой жидкости содержатся абразивные частицы (до 7 баллов по шкале Мооса);
• в) Массовая концентрация твердых частиц — более 0,5 г/л.

Отложения солей Отложение солей происходит в случаях, ели нарушено равновесное состояние растворенных примесей в результате изменений температуры, давления и турбулентности, которым подвержена вода, например: при поступлении в ствол скважины, на приеме насоса и т. д. Следует учитывать, что состав и тенденции солеобразования могут меняться на разных стадиях разработки месторождения в результате закачки воды, а также зависит от изменений режима работу УЭЦН в скважине и конструкции ступеней насоса.

Отнесение скважин к категориям 1, 2 производить при наличии (обнаружении) на скважине одного из ниже перечисленных условий.

Категория скважин 1 (отсутствие солевых отложений).

• а) Скважины, в которых не отмечаются отказы любого вида подземного оборудован8я по причине солевых отложений;
• б) Скважины, в которых не наблюдаются отложения солей на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации).

Категория скважин 2 (наличие солевых отложений).

• а) Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования по причине солевых отложений;
• б) Скважины, в которых наблюдаются отложения солей на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации).
• в) Скважины, в которых не наблюдаются отложения солей на подземном оборудовании в результате проведения мероприятий по ингибиторной защите.

АСПО, образование высоковязких эмульсий, повышенная вязкость нефти Отнесение скважин к категориям осложнений: АСПО, образование высоковязких эмульсий и повышенная вязкость нефти, производить при наличии (обнаружении) на скважине одного из ниже перечисленных условий.

Категория скважин 1 (отсутствие осложнений).

• а) Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования по данной причине;
• б) Скважины, в которых не наблюдаются отложения АСПО на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации).

Категория скважин 2 (наличие осложнений).

Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования по данной причине;

• б) Скважины, в которых наблюдаются отложения АСПО на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации);
• в) Скважины, в которых не наблюдаются данные осложнения в результате проведения мероприятий по ингибиторной защите;
• г) По результатам лабораторных исследований проб добываемых жидкостей (высокое содержание парафина в нефти — более 5%, высокая динамическая вязкость нефти и эмульсий — более 10 мПа*с (сПуаз) в стандартных условиях.

Газосодержание в зоне подвески УЭЦН Температура в зоне подвески УЭЦН определяется расчетным путем на основании общих данных итоговой таблицы (данные по параметрам и характеристикам пластовых жидкостей, параметрам работы УЭЦН, характеристикам оборудования и т. д.).

Отнесение скважин к категориям 1, 2, 3 производится Системой ТНКВР-GAMS в автоматическом режиме согласно нижеследующим критериям.

Категория скважин 1 (невысокая температура) — температура на выходе насоса менее 90? С;

Категория скважин 2 (высокая температура) — температура на выходе насоса 90−120 ?С;

Категория скважин 3 (очень высокая температура) — температура на выходе насоса более 120? С.