Компоненты защиты насосов доказали свою эффективность в защите насосов от песка и продлении срока службы ЭЦН в нетрадиционных скважинах. Это решение контролирует обратный поток песка и других твердых частиц, которые могут вызывать перегрузки и простои. Эта технология устраняет проблемы, связанные с неопределенностью распределения размеров частиц.
Поскольку все больше нефтяных скважин полагаются на ЭЦН, продление срока службы систем электропогружных насосов (ЭЦН) становится все более важным. Срок службы и производительность насосов механизированного подъема зависят от твердых частиц в добываемых жидкостях. Срок службы и производительность ЭЦН значительно снижаются с увеличением содержания твердых частиц. Кроме того, твердые частицы увеличивают время простоя скважины и частоту капитального ремонта, необходимого для замены ЭЦН.
Твердые частицы, которые часто проходят через насосы искусственного подъема, включают в себя пластовый песок, проппанты для гидроразрыва пласта, цемент и эродированные или корродированные металлические частицы. Скважинные технологии, предназначенные для отделения твердых частиц, варьируются от низкоэффективных циклонов до высокоэффективной 3D-сетки из нержавеющей стали. Скважинные вихревые пескоотделители используются в обычных скважинах уже несколько десятилетий, и они в основном используются для защиты насосов от крупных частиц во время добычи. Однако нетрадиционные скважины подвержены прерывистому пробковому потоку, в результате чего существующая технология скважинных вихревых сепараторов работает только с перерывами.
Для защиты ЭЦН было предложено несколько различных вариантов комбинированных фильтров для контроля песка и скважинных вихревых пескоотделителей. Однако существуют пробелы в защите и производительности всех насосов из-за неопределенности в распределении размеров и объеме твердых частиц, добываемых каждой скважиной. Неопределенность увеличивает длину компонентов контроля песка, тем самым уменьшая глубину, на которой может быть установлен ЭЦН, ограничивая потенциал снижения пласта ЭЦН и отрицательно влияя на экономику скважины. Более глубокие глубины установки предпочтительны в нетрадиционных скважинах. Однако использование пескоотделителей и анкеров для бурового раствора с наружной пробкой для подвешивания длинных жестких узлов контроля песка в секциях обсадной колонны с высокой степенью искривления ствола скважины ограничило улучшение средней наработки на отказ ЭЦН. Коррозия внутренней трубы является еще одним аспектом этой конструкции, который не был должным образом оценен.
Авторы статьи 2005 года представили экспериментальные результаты скважинного сепаратора песка на основе циклонной трубки (рисунок 1), который зависел от действия циклона и силы тяжести, чтобы показать, что эффективность сепарации зависит от вязкости нефти, скорости потока и размера частиц. Они показывают, что эффективность сепаратора в значительной степени зависит от конечной скорости частиц. Эффективность сепарации снижается с уменьшением скорости потока, уменьшением размера твердых частиц и увеличением вязкости нефти, рисунок 2. Для типичного скважинного сепаратора с циклонной трубкой эффективность сепарации падает до ~10%, когда размер частиц уменьшается до ~100 мкм. Кроме того, по мере увеличения скорости потока вихревой сепаратор подвергается эрозионному износу, что влияет на срок службы конструктивных компонентов.
Следующей логичной альтернативой является использование двухмерного фильтра для контроля выноса песка с определенной шириной щелей. Размер и распределение частиц являются важными факторами при выборе фильтров для фильтрации твердых частиц при добыче из обычных или нетрадиционных скважин, но они могут быть неизвестны. Твердые частицы могут поступать из пласта, но они могут различаться от пятки к пятке; в качестве альтернативы фильтру может потребоваться фильтрация песка из гидроразрыва пласта. В любом случае стоимость сбора, анализа и тестирования твердых частиц может быть непомерно высокой.
Если фильтр 2D-трубы настроен неправильно, результаты могут поставить под угрозу экономику скважины. Слишком маленькие отверстия фильтра для песка могут привести к преждевременной закупорке, остановкам и необходимости проведения ремонтных работ. Если они слишком большие, они позволяют твердым частицам свободно попадать в процесс добычи, что может привести к коррозии нефтепроводов, повреждению насосов механизированной добычи, промывке поверхностных штуцеров и заполнению поверхностных сепараторов, что потребует пескоструйной обработки и утилизации. В этой ситуации требуется простое и экономичное решение, которое может продлить срок службы насоса и охватить широкий диапазон размеров песка.
Для удовлетворения этой потребности было проведено исследование по использованию клапанных узлов в сочетании с сеткой из нержавеющей стали, которая нечувствительна к полученному распределению твердых частиц. Исследования показали, что сетка из нержавеющей стали с переменным размером пор и трехмерной структурой может эффективно контролировать твердые частицы различных размеров без знания распределения размеров частиц полученных твердых частиц. Трехмерная сетка из нержавеющей стали может эффективно контролировать песчинки всех размеров без необходимости дополнительной вторичной фильтрации.
Клапанный узел, установленный в нижней части экрана, позволяет продолжать добычу до тех пор, пока ЭЦН не будет извлечен. Он предотвращает извлечение ЭЦН сразу после перекрытия экрана. Полученный в результате входной фильтр для контроля песка и клапанный узел защищают ЭЦН, штанговые подъемные насосы и газлифтные системы заканчивания от твердых частиц во время добычи за счет очистки потока жидкости и обеспечивает экономически эффективное решение для продления срока службы насоса без необходимости адаптации характеристик резервуара к различным ситуациям.
Конструкция защиты насоса первого поколения. Узел защиты насоса с использованием сеток из нержавеющей стали был установлен в скважине с гравитационным дренированием с помощью пара в Западной Канаде для защиты ЭЦН от твердых частиц во время добычи. Сетчатые фильтры отфильтровывают вредные твердые частицы из добываемой жидкости, когда она попадает в эксплуатационную колонну. Внутри эксплуатационной колонны жидкости поступают к входу ЭЦН, откуда они закачиваются на поверхность. Между сеткой и ЭЦН можно установить пакеры для обеспечения зональной изоляции между производственной зоной и верхним стволом скважины.
В течение времени добычи кольцевое пространство между экраном и обсадной колонной имеет тенденцию к засорению песком, что увеличивает сопротивление потоку. В конце концов, кольцевое пространство полностью засоряется, останавливает поток и создает перепад давления между стволом скважины и эксплуатационной колонной, как показано на рисунке 3. В этот момент жидкость больше не может поступать в ЭЦН, и колонну заканчивания необходимо вытащить. В зависимости от ряда переменных, связанных с добычей твердых частиц, продолжительность, необходимая для остановки потока через твердую перемычку на экране, может быть меньше продолжительности, которая позволила бы ЭЦН перекачивать твердую жидкость в течение среднего времени между отказами на землю, поэтому было разработано второе поколение компонентов.
Узел защиты насоса второго поколения. Система впускного фильтра контроля песка PumpGuard* и узла клапана подвешена под насосом REDA* на рисунке 4, пример нетрадиционного заканчивания ЭЦН. После того, как скважина начинает работать, фильтр отфильтровывает твердые частицы в процессе добычи, но начинает медленно перекрываться песком и создавать перепад давления. Когда этот перепад давления достигает установленного давления открытия клапана, клапан открывается, позволяя жидкости течь непосредственно в колонну насосно-компрессорных труб к ЭЦН. Этот поток выравнивает перепад давления на экране, ослабляя захват мешков с песком на внешней стороне экрана. Песок может свободно вырываться из кольцевого пространства, что снижает сопротивление потоку через экран и позволяет потоку возобновиться. По мере падения перепада давления клапан возвращается в закрытое положение, и возобновляются нормальные условия потока. Повторяйте этот цикл до тех пор, пока не потребуется извлечь ЭЦН из скважины для обслуживания. Практические примеры, рассмотренные в этой статье, показывают, что система способна значительно продлить срок службы насоса по сравнению с выполнением только заканчивания с использованием фильтра.
Для недавней установки было внедрено экономичное решение для изоляции зоны между сеткой из нержавеющей стали и ЭЦН. Над секцией фильтра установлен обращенный вниз чашечный пакер. Над чашечным пакером дополнительные перфорации центральной трубы обеспечивают путь потока для перемещения добываемой жидкости из внутренней части фильтра в кольцевое пространство над пакером, где жидкость может поступать во впускное отверстие ЭЦН.
Фильтр из нержавеющей стальной сетки, выбранный для этого решения, имеет ряд преимуществ по сравнению с двухмерными сетками с зазорами. Двухмерные фильтры в первую очередь полагаются на частицы, заполняющие зазоры или щели фильтра, для создания мешочков с песком и обеспечения контроля за песком. Однако, поскольку для экрана можно выбрать только одно значение зазора, экран становится очень чувствительным к распределению размеров частиц в добываемой жидкости.
Напротив, толстый слой сетки из нержавеющей стали обеспечивает высокую пористость (92%) и большую площадь открытого потока (40%) для добываемой скважинной жидкости. Фильтр изготовлен путем сжатия сетки из нержавеющей стали и обертывания ее непосредственно вокруг перфорированной центральной трубки, а затем инкапсулируется в перфорированную защитную оболочку, которая приварена к центральной трубке на каждом конце. Распределение пор в слое сетки, неравномерная угловая ориентация (в диапазоне от 15 мкм до 600 мкм) позволяет безвредным мелким частицам течь по трехмерному пути потока к центральной трубке после того, как более крупные и вредные частицы задерживаются в сетке. Испытания на задержку песка на образцах этого сита показали, что фильтр сохраняет высокую проницаемость, поскольку жидкость генерируется через сито. Фактически, этот фильтр одного «размера» может обрабатывать все распределения размеров частиц добываемых жидкостей. Этот сетчатый экран из нержавеющей стали был разработан крупным оператором в 1980-х годах специально для автономные системы заканчивания сеток в паростимулированных пластах и ​​имеет обширный опыт успешных установок.
Клапанный узел состоит из подпружиненного клапана, который обеспечивает односторонний поток в колонну насосно-компрессорных труб из зоны добычи. Регулируя предварительную нагрузку спиральной пружины перед установкой, клапан можно настроить для достижения желаемого давления открытия для конкретного применения. Обычно клапан размещается под сеткой из нержавеющей стали, чтобы обеспечить вторичный путь потока между резервуаром и ЭЦН. В некоторых случаях несколько клапанов и сеток из нержавеющей стали работают последовательно, при этом средний клапан имеет более низкое давление открытия, чем нижний клапан.
Со временем частицы пласта заполняют кольцевое пространство между внешней поверхностью сетки узла защиты насоса и стенкой эксплуатационной обсадной колонны. По мере заполнения полости песком и уплотнения частиц перепад давления на мешке с песком увеличивается. Когда этот перепад давления достигает заданного значения, конусный клапан открывается и пропускает поток непосредственно через впускное отверстие насоса. На этом этапе поток через трубу способен разбить ранее уплотненный песок вдоль внешней стороны сетчатого фильтра. Из-за уменьшенного перепада давления поток возобновится через сетку, а впускной клапан закроется. Поэтому насос может видеть поток непосредственно из клапана только в течение короткого периода времени. Это продлевает срок службы насоса, так как большая часть потока представляет собой жидкость, отфильтрованную через песчаный фильтр.
Система защиты насоса эксплуатировалась с пакерами на трех разных скважинах в бассейне Делавэр в США. Основная цель — сократить количество запусков и остановок ЭЦН из-за перегрузок, связанных с песком, и повысить готовность ЭЦН для улучшения добычи. Система защиты насоса подвешивается к нижнему концу колонны ЭЦН. Результаты по нефтяной скважине показывают стабильную работу насоса, снижение вибрации и интенсивности тока, а также технологию защиты насоса. После установки новой системы время простоя, связанное с песком и твердыми частицами, сократилось на 75%, а срок службы насоса увеличился более чем на 22%.
Скважина. Система ESP была установлена ​​в новой скважине для бурения и гидроразрыва пласта в округе Мартин, штат Техас. Вертикальная часть скважины составляет приблизительно 9000 футов, а горизонтальная часть простирается до 12 000 футов, измеренной глубины (MD). Для первых двух заканчиваний была установлена ​​скважинная вихревая система сепаратора песка с шестью соединениями хвостовика как неотъемлемая часть заканчивания ESP. Для двух последовательных установок с использованием одного и того же типа сепаратора песка наблюдалось нестабильное поведение рабочих параметров ESP (сила тока и вибрация). Анализ разборки вытащенного блока ESP показал, что узел вихревого газосепаратора был забит посторонним веществом, которое было определено как песок, поскольку он немагнитен и не вступает в химическую реакцию с кислотой.
В третьей установке ЭЦН сетка из нержавеющей стали заменила сепаратор песка в качестве средства контроля песка в ЭЦН. После установки новой системы защиты насоса ЭЦН продемонстрировал более стабильное поведение, сократив диапазон колебаний тока двигателя с ~19 А для установки № 2 до ~6,3 А для установки № 3. Вибрация стала более стабильной, а тенденция снизилась на 75%. Падение давления также было стабильным, колебалось очень мало по сравнению с предыдущей установкой и увеличилось на 100 фунтов на кв. дюйм. Количество отключений ЭЦН из-за перегрузки сократилось на 100%, и ЭЦН работает с низкой вибрацией.
Скважина B. В одной скважине около Юниса, Нью-Мексико, в другой нетрадиционной скважине был установлен ЭЦН, но не было защиты насоса. После первоначального сброса нагрузки ЭЦН начал демонстрировать неустойчивое поведение. Колебания тока и давления связаны с всплесками вибрации. После поддержания этих условий в течение 137 дней ЭЦН вышел из строя, и была установлена ​​замена. Вторая установка включает новую систему защиты насоса с той же конфигурацией ЭЦН. После возобновления добычи на скважине ЭЦН работал нормально, со стабильной силой тока и меньшей вибрацией. На момент публикации второй запуск ЭЦН достиг более 300 дней эксплуатации, что является значительным улучшением по сравнению с предыдущей установкой.
Скважина C. Третья установка системы на месте была произведена в Ментоне, штат Техас, компанией, специализирующейся на нефтегазовой промышленности, которая столкнулась с перебоями в работе и отказами ЭЦН из-за выноса песка и хотела улучшить время безотказной работы насоса. Обычно операторы используют внутрискважинные сепараторы песка с вкладышем в каждой скважине ЭЦН. Однако после заполнения вкладыша песком сепаратор позволяет песку проходить через секцию насоса, вызывая коррозию ступени насоса, подшипников и вала, что приводит к потере подъемной силы. После запуска новой системы с защитой насоса срок службы ЭЦН увеличился на 22 %, а перепад давления стал более стабильным, а время безотказной работы ЭЦН увеличилось.
Количество отключений, связанных с песком и твердыми частицами, во время работы снизилось на 75%: с 8 перегрузок в первой установке до двух во второй, а количество успешных перезапусков после отключения из-за перегрузки увеличилось на 30%: с 8 в первой установке. Всего было выполнено 12 отключений, то есть 8 отключений во вторичной установке, что снизило электрическую нагрузку на оборудование и увеличило срок службы ЭЦН.
На рисунке 5 показано внезапное увеличение сигнатуры давления на впуске (синяя), когда сетка из нержавеющей стали заблокирована, а клапанный узел открыт. Эта сигнатура давления может дополнительно повысить эффективность добычи за счет прогнозирования отказов ЭЦН, связанных с попаданием песка, что позволяет планировать операции по замене с использованием установок для капитального ремонта скважин.
1 Мартинс, JA, ES Роза, S. Робсон, «Экспериментальный анализ вихревой трубы как скважинного пескоотделительного устройства», доклад SPE 94673-MS, представленный на конференции SPE по нефтяной инженерии в Латинской Америке и Карибском бассейне, Рио-де-Жанейро, Бразилия, 20 июня – 23 февраля 2005 г. https://doi.org/10.2118/94673-MS.
В статье содержатся элементы из доклада SPE 207926-MS, представленного на Международной нефтяной выставке и конференции в Абу-Даби, ОАЭ, 15–18 ноября 2021 года.
Все материалы подпадают под действие строго соблюдаемых законов об авторских правах. Перед использованием этого сайта, пожалуйста, ознакомьтесь с нашими Условиями и положениями, Политикой использования файлов cookie и Политикой конфиденциальности.