Було доведено, що компоненти захисту насосів захищають насоси від піску та продовжують термін експлуатації ESP у нетрадиційних свердловинах. Це рішення контролює зворотний потік піску для гідророзриву та інших твердих частинок, які можуть спричинити перевантаження та простої. Завдяки технологіям усуваються проблеми, пов’язані з невизначеністю розподілу частинок за розміром.
Оскільки все більше і більше нафтових свердловин покладаються на ESP, подовження терміну служби електричних занурювальних насосних систем (ESP) стає все більш важливим. Термін експлуатації та продуктивність насосів штучного підйому чутливі до твердих частинок у видобутих рідинах. Термін експлуатації та продуктивність ESP значно зменшуються зі збільшенням вмісту твердих часток. Крім того, тверді речовини збільшують час простою свердловини та частоту ремонту, необхідного для заміни ESP.
Тверді частинки, які часто протікають через насоси штучного підйому, включають пластовий пісок, проппанти гідравлічного розриву, цемент і еродовані або корозійні частинки металу. Свердловинні технології, призначені для відділення твердих частинок, варіюються від низькоефективних циклонів до високоефективної тривимірної дротяної сітки з нержавіючої сталі. Свердловинні вихрові піскоочисники використовувалися в звичайних свердловинах протягом десятиліть, і вони в основному використовуються для захисту насосів від великих частинок під час видобутку. Однак нетрадиційні свердловини зазнають періодичного пробкового потоку, що призводить до того, що існуюча технологія свердловинного вихрового сепаратора працює лише з перервами.
Було запропоновано кілька різних варіантів комбінованих піскозахисних екранів і свердловинних вихрових піскоочисників для захисту ЕЦН. Однак існують прогалини в захисті та продуктивності всіх насосів через невизначеність у розподілі розмірів та об’ємі твердих частинок, вироблених кожною свердловиною. Невизначеність збільшує довжину компонентів для контролю піску, тим самим зменшуючи глибину, на якій можна встановити ЕЦН, обмежуючи потенціал падіння резервуару ЕЦН та негативно впливаючи на Економічні показники свердловини. У нетрадиційних свердловинах перевагу надають більшій глибині закладки. Однак використання піскознешкоджувальних машин і гайкових анкерів для підвішування довгих, жорстких вузлів контролю піску в секціях обсадної труби з високим вигином обмежує покращення ESP MTBF. Корозія внутрішньої труби є ще одним аспектом цієї конструкції, який не був належним чином оцінений.
Автори статті 2005 року представили експериментальні результати свердловинного сепаратора піску на основі циклонної труби (рис. 1), які залежали від дії циклону та сили тяжіння, щоб показати, що ефективність сепарації залежить від в’язкості нафти, швидкості потоку та розміру частинок. Вони показують, що ефективність сепаратора значною мірою залежить від кінцевої швидкості частинок. Ефективність сепарації зменшується зі зменшенням швидкості потоку, зменшенням збільшення розміру твердих частинок і збільшення в’язкості нафти, малюнок 2. Для типового свердловинного сепаратора з циклонною трубою ефективність розділення падає до ~10%, коли розмір частинок падає до ~100 мкм.Крім того, зі збільшенням швидкості потоку вихровий сепаратор піддається ерозійному зносу, що впливає на термін служби конструктивних компонентів.
Наступною логічною альтернативою є використання двовимірного сита контролю піску з певною шириною щілини. Розмір і розподіл часток є важливими міркуваннями при виборі сіток для фільтрації твердих частинок у звичайних або нетрадиційних свердловинах, але вони можуть бути невідомими. Тверді речовини можуть надходити з резервуара, але вони можуть змінюватися від п’яти до п’яти;альтернативно, сіто може знадобитися фільтрувати пісок від гідравлічного розриву пласта. У будь-якому випадку вартість збору твердих речовин, аналізу та тестування може бути непомірно високою.
Якщо двовимірний екран труб не налаштовано належним чином, результати можуть поставити під загрозу економічність свердловини. Надто малі отвори піщаного фільтра можуть призвести до передчасного закупорювання, зупинки та необхідності ремонтних робіт. Якщо вони занадто великі, вони дозволяють твердим речовинам вільно потрапляти у виробничий процес, що може викликати корозію нафтопроводів, пошкодити насоси штучного підйому, промити поверхневі дроселі та заповнити поверхневі сепаратори, вимагаючи піскоструминної обробки та утилізації. .Ця ситуація потребує простого, економічно ефективного рішення, яке може продовжити термін служби насоса та охопити широкий розподіл розмірів піску.
Щоб задовольнити цю потребу, було проведено дослідження щодо використання вузлів клапанів у поєднанні з дротяною сіткою з нержавіючої сталі, яка нечутлива до кінцевого розподілу твердих частинок. Дослідження показали, що дротяна сітка з нержавіючої сталі зі змінним розміром пор і 3D-структурою може ефективно контролювати тверді частинки різного розміру, не знаючи розподілу твердих частинок за розміром. 3D-сітка з нержавіючої сталі може ефективно контролювати піщинки будь-якого розміру, без необхідність додаткової вторинної фільтрації.
Вузол клапана, встановлений у нижній частині решітки, дозволяє продовжувати виробництво, доки не буде витягнуто ESP. Це запобігає витягненню ESP одразу після перемикання решітки. Отриманий решітка контролю надходження піску та клапан у зборі захищають ESP, штангові насоси та газоліфтові заканчувальні агрегати від твердих частинок під час виробництва шляхом очищення потоку рідини та забезпечують економічне рішення для продовження терміну служби насоса без необхідності пристосовувати характеристики резервуара для різних ситуацій.
Конструкція захисту насоса першого покоління. Конструкція захисту насоса з використанням сит з нержавіючої сталі була встановлена ​​в гравітаційній дренажній свердловині з паровою підтримкою в Західній Канаді, щоб захистити ESP від ​​твердих частинок під час виробництва. Екрани фільтрують шкідливі тверді речовини з робочої рідини, коли вона потрапляє в експлуатаційну колону. У межах продуктивної колони рідини течуть до входу ESP, звідки вони закачуються на поверхню. Пакери можуть бути запущені між екраном і ESP для забезпечення зональної ізоляції. між зоною видобутку і верхнім стовбуром свердловини.
Протягом часу видобутку кільцевий простір між сітом і обсадною колоною має тенденцію закриватися піском, що збільшує опір потоку. Зрештою кільцевий простір повністю перекриває, припиняє потік і створює різницю тиску між стовбуром свердловини та експлуатаційною колоною, як показано на малюнку 3. У цей момент рідина більше не може надходити до ESP, і колону для заканчування потрібно витягнути.Залежно від низки змінних, пов’язаних із утворенням твердих частинок, тривалість, необхідна для припинення потоку через міст твердих частинок на екрані, може бути меншою, ніж тривалість, яка дозволила б ESP перекачувати рідину, насичену твердими речовинами, середній час між падінням на землю, тому було розроблено друге покоління компонентів.
Блок захисту насоса другого покоління. Решітка контролю піску на вході PumpGuard* і система клапана в зборі підвішена під насосом REDA* на малюнку 4, приклад нетрадиційного завершення ESP. Коли свердловина починає виробляти, сітка фільтрує тверді частинки, що видобуваються, але почне повільно з’єднуватися з піском і створювати різницю тиску. Коли цей перепад тиску досягає заданого тиску розтріскування клапана, клапан відкривається, дозволяючи рідині текти безпосередньо всередину. Цей потік вирівнює різницю тиску в сітці, послаблюючи захоплення мішків з піском на зовнішній стороні сітки. Пісок вільно виривається з кільця, що зменшує опір потоку через сітку та дозволяє потоку відновлюватися. Коли перепад тиску падає, клапан повертається в закрите положення та відновлюється нормальний режим потоку. Повторюйте цей цикл, доки не знадобиться витягнути ESP з отвору для обслуговування. Корпус Дослідження, висвітлені в цій статті, демонструють, що система здатна значно подовжити термін служби насоса в порівнянні з використанням тільки скринінгового завершення.
Для нещодавнього встановлення було впроваджено економічне рішення для ізоляції зони між дротяною сіткою з нержавіючої сталі та ESP. Чашковий пакер, звернений донизу, встановлено над ситовою секцією. Над чашковим пакером додаткова перфорація в центральній трубі забезпечує шлях потоку для виробленої рідини для міграції з внутрішньої частини сітки в кільцевий простір над пакером, де рідина може надходити до входу ESP.
Сітчастий фільтр із нержавіючої сталі, обраний для цього рішення, має кілька переваг перед двовимірними типами сітки на основі проміжків. Двовимірні фільтри покладаються головним чином на частинки, що охоплюють проміжки або щілини фільтра, щоб створити мішки з піском і забезпечити контроль над піском. Однак, оскільки для екрана можна вибрати лише одне значення зазору, сіто стає дуже чутливим до розподілу частинок рідини, що виробляється, за розміром.
На відміну від цього, товстий сітчастий шар сітчастих фільтрів з нержавіючої сталі забезпечує високу пористість (92%) і велику відкриту площу потоку (40%) для видобутої свердловинної рідини. Фільтр побудований шляхом стиснення флісової сітки з нержавіючої сталі та обгортання її безпосередньо навколо перфорованої центральної труби, а потім укладається в перфоровану захисну кришку, яка приварена до центральної труби на кожному кінці. Розподіл пор у сітчастому руслі, не рівномірна кутова орієнтація (від 15 мкм до 600 мкм) дозволяє нешкідливим дрібним фракціям текти вздовж 3D-шляху потоку до центральної труби після того, як більші та шкідливі частки потрапляють у сітку. Випробування на утримання піску на зразках цього сита показали, що фільтр підтримує високу проникність, оскільки рідина генерується через сито. По суті, цей фільтр одного «розміру» може обробляти будь-який розподіл частинок за розміром видобутих флюїдів. Цей сит із нержавіючої сталі був розроблений великим оператором у 1980-х роках спеціально для автономних сіткових заканчувань у колекторах, стимульованих водяною парою, і має великий досвід успішного встановлення.
Вузол клапана складається з пружинного клапана, який забезпечує односторонній потік у колону насосно-компресорних труб із виробничої зони. Шляхом регулювання попереднього натягу спіральної пружини перед встановленням клапан можна налаштувати для досягнення бажаного тиску розтріскування для застосування. Як правило, клапан проходить під дротяною сіткою з нержавіючої сталі, щоб забезпечити вторинний шлях потоку між резервуаром і ESP. У деяких випадках кілька клапанів і сітки з нержавіючої сталі працюють послідовно. , при цьому середній клапан має нижчий тиск розтріскування, ніж найнижчий клапан.
З часом частинки пласта заповнюють кільцеву область між зовнішньою поверхнею захисного екрану насоса та стінкою робочого корпусу. Коли порожнина заповнюється піском і частинки консолідуються, перепад тиску на мішку з піском збільшується. Коли цей перепад тиску досягає заданого значення, відкривається конусний клапан і пропускає потік безпосередньо через впускний отвір насоса. На цьому етапі потік через трубу може розщепити попередньо консолідований пісок уздовж екс. Завдяки зменшеному перепаду тиску потік відновиться через сітку, а впускний клапан закриється. Тому насос може бачити потік безпосередньо з клапана лише протягом короткого періоду часу. Це подовжує термін служби насоса, оскільки більшу частину потоку становить рідина, відфільтрована через піщаний сітку.
Система захисту насоса працювала з пакерами в трьох різних свердловинах у басейні Делавер у Сполучених Штатах. Основна мета полягає в тому, щоб зменшити кількість запусків і зупинок ESP через перевантаження, пов’язані з піском, і збільшити доступність ESP для покращення виробництва. Система захисту насоса підвішена до нижнього кінця колони ESP. Результати нафтової свердловини показують стабільну продуктивність насоса, знижену вібрацію та інтенсивність струму, а також технологію захисту насоса. Після встановлення нової системи пісок і тверді речовини час простою скоротився на 75%, а термін служби насоса збільшився більш ніж на 22%.
Свердловина. Система ESP була встановлена ​​в новій свердловині для буріння та гідророзриву в окрузі Мартін, штат Техас. Вертикальна частина свердловини становить приблизно 9000 футів, а горизонтальна частина простягається до 12 000 футів, вимірювана глибина (MD). Для перших двох заканчувань була встановлена ​​свердловинна система вихрового пісковідділювача з шістьма з’єднаннями хвостовика як невід’ємна частина закінчення ESP. Для двох послідовних установок з використанням того самого типу пісковіддільника спостерігалася нестабільна поведінка робочих параметрів ESP (сила струму та вібрація). Аналіз розбирання витягнутого блоку ESP показав, що вузол вихрового газовідділювача був забитий сторонніми речовинами, які були визначені як пісок, оскільки він немагнітний і не вступає в хімічну реакцію з кислотою.
У третій установці ESP дротяна сітка з нержавіючої сталі замінила сепаратор піску як засіб контролю піску ESP. Після встановлення нової системи захисту насоса ESP продемонстрував більш стабільну роботу, зменшивши діапазон коливань струму двигуна від ~19 A для установки №2 до ~6,3 A для установки №3. Вібрація більш стабільна, і тенденція зменшилася на 75%. Падіння тиску також було стабільним, коливаючись дуже мало порівняно з попередній установці та збільшив падіння тиску на 100 фунтів на кв.
Свердловина Б. В одній свердловині поблизу Юніс, штат Нью-Мексико, в іншій нетрадиційній свердловині було встановлено ESP, але без захисту насоса. Після початкового падіння завантаження ESP почав демонструвати нестабільну поведінку. Коливання струму та тиску пов’язані зі скачками вібрації. Після підтримки цих умов протягом 137 днів ESP вийшов з ладу, і було встановлено заміну. ​​Друга установка включає нову систему захисту насоса з тією ж конфігурацією ESP. Після того, як свердловина відновила видобуток. , ESP працював нормально, зі стабільною силою струму та меншою вібрацією. На момент публікації другий запуск ESP досяг понад 300 днів роботи, що є значним покращенням у порівнянні з попереднім встановленням.
Свердловина C. Третє встановлення системи на місці відбулося в Ментоні, штат Техас, спеціалізованою компанією, яка спеціалізується на нафтогазовому виробництві, яка зазнала збоїв і збоїв ESP через видобуток піску та хотіла покращити час роботи насоса. Оператори зазвичай запускають свердловинні сепаратори піску з хвостовиком у кожній свердловині ESP. Однак, коли хвостовик заповниться піском, сепаратор дозволить піску протікати через секцію насоса, роз’їдаючи ступінь насоса, підшипники та вал, що призводить до втрати підйомної сили. Після роботи нової системи з протектором насоса ESP має на 22% довший термін експлуатації зі стабільнішим падінням тиску та кращим часом безвідмовної роботи ESP.
Кількість відключень, пов’язаних із піском і твердими речовинами під час роботи, зменшилася на 75%, з 8 подій перевантаження в першій установці до двох у другій установці, а кількість успішних перезапусків після відключення через перевантаження зросла на 30% з 8 у першій установці.У вторинній установці було виконано загалом 12 подій, тобто 8 подій, що зменшило електричне навантаження на обладнання та збільшило термін експлуатації ESP.
На малюнку 5 показано раптове підвищення сигнатури тиску на вході (синього кольору), коли сітка з нержавіючої сталі заблокована, а вузол клапана відкритий. Ця сигнатура тиску може ще більше підвищити ефективність виробництва, передбачаючи несправності ESP, пов’язані з піском, тому можна планувати операції по заміні за допомогою установок для капітального ремонту.
1 Мартінс, Дж. А., Е. С. Роза, С. Робсон, «Експериментальний аналіз вихрової труби як свердловинного пісковідливного пристрою», документ SPE 94673-MS, представлений на Латиноамериканській і Карибській нафтотехнічній конференції SPE, Ріо-де-Жанейро, Бразилія, 20 червня – 23 лютого 2005 р. https://doi.org/10.2118/94673-MS .
Ця стаття містить елементи з документа SPE 207926-MS, представленого на Міжнародній нафтовій виставці та конференції в Абу-Дабі, ОАЕ, 15-18 листопада 2021 р.
Усі матеріали підлягають суворому виконанню законів про авторське право. Перед використанням цього сайту ознайомтеся з нашими Умовами використання, Політикою файлів cookie та Політикою конфіденційності.