Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ влияния мехпримесеи на работу скважинных электроцет1робеж1тых насосов 9
1.1 Анализ аварий и их причин па скважинах СНГДУ-1, оборудованных установками электроцентробежных насосов -10
1.2 Влияние выноса проппанта после проведения ГРП на работу элсктроцентробежных насосов, 17
1.3 Классификация мехпримесей по природе их происхождения 20
1.4 Анализ іртнулометрического состава проб мехпримесей со скважин Самотлорского месторождения 26
1.5 Исследование режимов работы скважин» оборудованных ЭЦН...28
Выводы по разделу 1 35
2 Анализ современного состояния проблемы защиты внутрисгшажиіпгого оборудования от механических примесей 37
2.1 Причины пескопроявления 37
2.2 Анализ существующих способов борьбы с мехпримесями 40
2.2.1 Химические способы 40
2.2.2 Технические способы... -.—... 45
2.2.3 Технологические способы 52
2.2.4 Профилактические способы 55
2.3 Основные недостатки существующих способов защиты внутрискважинного оборудования от мехпримесей при их использовании в условиях самотлорскою месторождения 57
2.3 1 Недостатки химических способов 57
2.3.2 Недостатки технических способов 57
2.33 Недостатки технологических способов 57
2.3.4 Недостатки профилактических способов 58
Выводы по разделу 2 59
3 Разработка способа и устройства для защиты эцнотмехпримесей 60
3.1 Теоретическое обоснование способа защиты ЭЦН от воздействия мехпримесей 60
3.1.1 Процессы, происходящие в ультразвуковом поле 60
3.1.2 Стоячие волны 61
3.1.3 Степень участия частиц в колебаниях 62
3.2 Обоснование выбора источника энергии для создания акустической решетки стоячих волн 65
3.3 Разработка устройства для защиты ЭЦН от мехпримесей 68
3.3.1 Резонаторы (акустические преобразователи шума) 68
3.3.2 Расчет длины стоячей волны, необходимой для коагуляции частиц 71
3-3.3 Расчет параметров акустического преобразователя шума для защиты ЭЦН от мехпримесей 73
3.4 Экспериментальные исследования уровня вибрации ЭЦН на стенде ЦБПО ЭПУ г. Нягань 76
3.4Л Методика испытания 77
3.4.2 Результаты стендовых испытаний 78
Выводы по разделу 3 81
4 Результаты промысловых испытаний акустического преобразователя шума 84
4.1 Экспериментальный материал замера уровня шума 20 скважин СНГДУ-1 Самотлорского месторождения 84
4.1 Л Методика замера уровней шума 84
4.1.2 Результаты обработки данных 84
4.1.2.1 Зависимость уровня вибрации от дебита скважины 86
4.1.2.2 Распределение частот по скважинам, оборудованных ЭЦН 86
4.2 Изменение уровня вибрации с использованием акустического преобразователя на скважине № 668 Самотлорского месторождения 92
4.2.1 Проведение испытаний АГТШ-2 92
4.2.2 Результаты испытаний 93
43 Снижение концентрации взвешенных частиц с использованием акустического преобразователя на скважине № 14607 Самотлорского месторождения 95
4.3.1 Краткая характеристика скважины № 14607 Самотлорского месторождения 95
4.3.2 Программа испытания АПШ-3 96
433 Результаты испытаний 97
4.4 Оценка экономической эффективности внедрения АПШ для снижения вибрации в скважинах, оборудованных ЭЦН и КВЧ в продукции этих скважин 98
Выводы по разделу 4 101
Основные выводы и рекомендации 102
Список использованных источников 104
Приложение 1 116
- Анализ аварий и их причин па скважинах СНГДУ-1, оборудованных установками электроцентробежных насосов
- Классификация мехпримесей по природе их происхождения
- Причины пескопроявления
- Степень участия частиц в колебаниях
Введение к работе
Важнейшей научно-технической проблемой разработки месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи углеводородного сырья при наиболее полном извлечении его из недр с высокими технико-экономическими показателями работы нефтегазодобывающих предприятий. Одной из причин, не позволяющей эффективно решить эту проблему, является пескопроявление и вынос мехпримесей при эксплуатации скважин.
Если до последнего времени эта проблема была весьма актуальной для месторождений Азербайджана, Краснодарского края и др., то сейчас целый ряд ее аспектов требует решения в условиях месторождений Западной Сибири. Так, например, на Самотлорском месторождении наметилась устойчивая тенденция ежегодного увеличения отказов установок электроцентробежных насосов по причине высокого содержания мехпримесей в продукции скважин.
Если учитывать тот факт, что доля добычи нефти установками электроцентробежных насосов составляет порядка 70 %, то решение проблемы защиты внутрискважинного насосного оборудования от мехпримесей весьма актуально. В первую очередь оно скажется на повышении производительности скважин, уменьшении затрат на капитальный и текущий ремонт и в конечном итоге приведет к снижению себестоимости добычи нефти за счет увеличения наработки на отказ внутрискважинного оборудования.
Существующие в настоящее время способы борьбы с мехпримесями имеют ряд существенных недостатков, что в реальных экономических условиях разработки нефтяных месторождений (особенно месторождений, находящихся на поздней стадии разработки) ограничивает возможность их применения.
Решение проблемы в указанной области добычи нефти сдерживается из-за отсутствия недорогих, высокоэффективных средств защиты ЭЦН от мехпримесей, содержащихся в продукции скважин.
Цель исследований - повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН при добыче жидкости с высокой концентрацией взвешенных частиц.
Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:
-выявить особенности влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования;
-провести анализ современного состояния существующих научно-технических решений по защите внутрискважинного оборудования от мехпримесей и разработать их классификацию;
-разработать технические средства для защиты ЭЦН от мехпримесей;
-апробировать в промысловых условиях технические средства защиты ЭЦН при добыче жидкости с высокой концентрацией взвешенных частиц. Оценить их эффективность.
Научная новизна
Получены аналитические зависимости между содержанием мехпримесей в продукции скважин, эксплуатирующих пласт АВ і " Самотлорского месторождения и технологическим режимом их работы.
Разработана классификация способов защиты внутрискважинного оборудования от мехпримесей.
Предложен и научно обоснован способ защиты ЭЦН с использованием стоячих волн, искусственно генерируемых в потоке добываемой скважинной жидкости.
Практическая значимость полученных результатов
Применение разработанных способов защиты внутрискважинного оборудования от мехпримесей позволили:
-увеличить наработку на отказ ШГН в среднем, в 3 раза с использованием газопесочного сепаратора (Патент РФ № 2212533);
-снизить затраты на проведение очистки прискважинной зоны пласта за счет уменьшения расхода рабочей жидкости в 2 раза при использовании генератора гидроимпульсного (Патент РФ № 2160351);
-снизить вибрацию в скважине в 6,2 раза за счет снижения пульсации газожидкостной смеси;
-снизить концентрацию взвешенных частиц (КВЧ) в продукции скважины в среднем в 3,4 раза. На стационарном режиме работы снижение КВЧ составило 1,9 раза.
Разработанные технические средства защиты внутрискважинного оборудования от мехпримесей прошли промысловые испытания на скважинах Самотлорского месторождения. Технико-экономическая эффективность от их применения на полетоопасных скважинах и скважинах с высоким содержанием мехпримесей выразится в увеличении наработки на отказ, что в первую очередь скажется на эффективности разработки нефтяных месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, а следовательно и снижения себестоимости добычи нефти.
Апробация работы
Материалы и основные результаты диссертационной работы докладывались: на научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке», посвященной 25-летию «СибНИИНП» (г. Тюмень, февраль 2000); Международной научно-практическая конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий в СамГТУ «Ашировские чтения» (г. Самара, октябрь 2002); техническом совещании СНГДУ-1 ОАО «ТНК» (г. Нижневартовск, декабрь 2002); научно- техническом совете ЗАО «ТННЦ» (г. Тюмень, май 2003); областной научно-практической конференции «Электроэнергетика и применение передовых современных технологий в нефтегазовой промышленности» (г. Тюмень, февраль 2003); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г. Тюмень, сентябрь 2003).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 18 работ, в том числе 5 статей в научных журналах, 2 патента на изобретение.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка Ф использованных источников (117 наименований) и приложений- Изложена на 121 странице печатного текста, содержит 38 рисунков и 12 таблиц Автор выражает огромную благодарность своему научному руководителю Кузнецову Н.П-, а также сотрудникам отдела техники и технологий ЗАО «ТННЦ». Особая признательность выражается канд. техн. наук [Мельцеру М.С.а д-ру. геол.-минерал, наук» академику РАЕН Ягафарову А.К., канд. техн. наук Савиных Ю.А., канд. техн. наук Саунину В.И. за помощь и содействие в выполнении работы.
Анализ аварий и их причин па скважинах СНГДУ-1, оборудованных установками электроцентробежных насосов
За 2001 год установками электроцептробежных насосов в районе деятельности СНГДУ-1 было добыто 5730,8 тысяч тонн нефти, что составляет 67,5 % от всей добычи нефти (2000 г, - 65,8 %, 1999 г. - 57,5 %). ЭЦН как способ добычи нефти является основным механизированным способом на Самотлорском месторождении. Действующий фонд скважин СНГДУ-1, оборудованных ЭЦН, составил 1568 единиц или 67,3 % от эксплуатационного фонда. За 2001 г. произошло 1509 отказов ЭЦН (без учета ГТМ). Наработка на отказ по сравнению с 2000 г. увеличилась на 22 % и составила 383 суток. Этот рост в основном обусловлен внедрением в конце 2000 п новых отечественных насосов в специсполнении (на 53 % скважин) и насосов фирмы «Centrlift» по которым достигнута текущая наработка на отказ 1026 суток. Однако необходимо отметить, что за последние три года (1999-2001 гг.) значительно снизилась наработка на отказ аварийных скважин (с 252 суток до 186) и скважин часто ремонтируемого фонда (ЧРФ).
Автором проведен анализ аварий в скважинах, эксплуатируемых ЭЦН за период 2000-2001 гг. За это время произошло 165 аварий внутрискважинного оборудования, из них в 2000 году — 76 или на 13 аварий меньше, чем в 2001 году. Необходимо отметить, что увеличились аварии на скважинах, оборудованных новыми установками. Из произошедших в 2001 году аварий 6 приходится на насосы в коррозионно-стойком исполнении (в 2000 г. зафиксировано 4 таких аварии)» 12 с промежуточным опорным подшипником (в 2000 п — 2 аварии), из которых 10 насосов новые.
Средняя наработка на отказ по аварийным установкам составила 186 суток. Самым распространенным местом обрыва является фланцевое соединение между модулями установки - 48,7 % от числа всех аварий. Однако, по сравнению с 2000 годом, процент аварий по фланцам уменьшился на 3 %, Также произошло увеличение аварий ЭЦН по корпусу насосов на 2,5 % (14,6 % в 2000 году; 17,1 % в 2001 году) и по НКТ на 4,4 %. Автором установлено, что основными причинами аварий ЭЦН за 2001 г. являются: -вибрация - 37 %; -коррозия подземного оборудования— 19 %; -брак внутрискважинного оборудования (как по вине ремонтных служб, так и по вине заводов-изготовителей) — 14 %; -нарушение регламента по спуско-подъемным операциям (СПО) ЭЦН — 11 % (превышение скорости спуска установки, нарушение технологической дисциплины и т.д.); -бесконтрольная эксплуатация - 7 %; -причина не установлена — 13 %; Из анализа видно, что число аварий насосного оборудования из-за вибрации превалирует и составляет 37 % от общего количества аварий. Оказалось, что причиной вибрации в 74 % случаев послужило значительное содержание мехпримесей в продукции скважины, о чем свидетельствует Рисунок 1-І- Износ рабочего аппарата ЭЦН В 11 % случаев производился спуск ЭЦН в интервал» величина прогиба вала насоса в котором превышает максимально допустимым по техническим условиям завода- изіотоїщтел что въпв&по попьшіешгую вибрацию с последующим аварийным расчленением насосной установки. На рисунке 1.2 представлено распределение мехприметей по скважинам добывающего фонда, обустроенным ЭЦН в делом и по фонду аварийных скважин. Из рисунка 1.2 видно, что доля скважин с содержанием мехпримесей к продукции более 300 мг/л выше по аварийным скважинам, нежели по фонду УЦН в целом [I ]. Анаяш речудьтэтав замеров содержание мехпримесей в продукции скважин и технологических режимов показывает, что их средние значения по аварийным скважинам превышают аналогичный показатель по остальному 30 25 Ї5 - Iскважинам добывающего файла ЭЦН ; і полетиш скважшшї (ИСК) Ю 3№ 400 500 600 700 Ы)0 $00 1000 !000 Гшержанне мехприм сейк мШ Рисунок L2 - Распределение мехпримесей но скважинам добываю ще EXJ фонда, обустроенным ЭЦН в целом и фонду аварийных скважин зонду добывающих скважин в 1-3 р&ча. Распределение аварий ЭЦН до разрабатываемым пластам представлено в таблице 1.1. Таблица 1.1 - Распределение аварий ЭЦН по пластам за период Ш 2000-2001 гп W № п/п Пласт Доля от общего числа аварий, % Доля от фонда ЭЦН, эксплуатирующих пласт, % Из таблицы 1Л видно, что наибольшее число аварий приходится на пласты группы АВ и составляет 92,2 %. Анализируя аварийность скважин по пластам, заметим, что наименьшей аварийностью обладают скважины, эксплуатирующие пласты ABi1"2 «рябчик», БВ8 и БВ10 (таблица 1.1). Естественно, что наработка на отказ по этим скважинам выше (таблица 1.2). Таблица 1.2 - Распределение наработки на отказ аварийных скважин по пластам Самотлорского месторождения № п/п Пласт Средняя наработка на отказ, сут По результатам лабораторных исследований, проведенных в «СибНИИНП» выявлено, что в группе пластов «АВ» Самотлорского месторождения наименее прочным является пласт ABi [2]. С другой стороны на скважинах пласта АВ/"2 оказалось наименьшее количество аварии (таблица 1Л), а наработка на отказ по ним выше, чем по пластам АВД АВ2-з и AB4_s (таблица 1.2)- Это противоречие можно о&ьяснить следующими факторами, характеризующими скважины пласта АВ і : -меньшая глубина залегания пласта, соответственно и меньшая глубина спуска ЭЦН; меньшая обводненность продукции (по ABj1 2 - 50 %, по ABj3 - 92 %, АВ2-3 — 93 %, по АВ4-5 — 97 %), следовательно, и коррозионные процессы здесь протекают с меньшей интенсивностью; -низкие дебиты по жидкости (по ABj1-2 дебит ЭЦН составляет 41 м3/сут, по AB23 - 82 м3/сут, по АВ» - 92 м3/сут, по AB4-s - 310 м3/сут), что требует применения низкодебитных ЭЦН с подачей 20-45 м /сут. Конструктивной особенностью этих насосов является небольшое проходное сечение канала рабочего колеса в сравнении с ЭЦН типоразмера 50 и выше- В силу этого обстоятельства основным фактором, определяющим наработку на отказ ЭЦН пласта ABi1 2, является не «полет», а «клин» вала. А скважина с «клином» уже относится не к аварийному, а к часто ремонтируемому фонду. По фонду часто ремонтируемых скважин также наблюдается неблагоприятная ситуация. Наработка на отказ по нему составила 118 суток. Фонд скважин ЧРФ в 2001 п увеличился по сравнению с 2000 г. со 159 до 258 скважин или в 1,6 раза. Почти 40 % скважин, находящихся в ЧРФ, вышли из строя по причине высокого содержания мехпримесей в добываемой жидкости, а 28 % - по причине работы в агрессивной среде (рисунок КЗ).
Классификация мехпримесей по природе их происхождения
Как видно из таблицы L6 отложения в основном представлены механическими примесями, меньше солями и продуктами коррозии. Отмечу, что в большинстве случаев осаждение мехпримесей на рабочих органах насосов сопровождается выпадением солей (рисунок 1.6). Объясняется это следующим. При интенсивном выносе песка происходит абразивный износ рабочих органов насоса. В результате увеличивается вибрация, повышается температура и из добываемой жидкости начинается интенсивное выделение углекислого газа. Также известно что одним из основных компонентов, скрепляющих породу пласта, является кальций, который присутствует в добываемом флюиде. Вступая в химическую реакцию с выделившимся газом, кальций выпадает в осадок в виде соли. Центром кристаллизации солей могут служить как шероховатые поверхности рабочих колес ЭЦН, так и сами песчинки, т.к. они имеют неправильную геометрическую форму В присутствии мехпримесей и как следствие абразивном износе степень шероховатости поверхностей и ее глубина увеличивается, соответственно увеличивается и интенсивность выпадения солей. -и- «л.
Отложение песка и солей в ЭЦН А какова же природа происхождения механических примесей? Теоретически мехпримеси, присутспзующие в продукции скважин по природе их происхождения можно разбить на 2 большие группы: 1 мехпримеси естеетвсшют происхождения (например, продукгві внутриипастовой суффозии и разрушения ириеквдживной зоны пласта); 2 мехпримеси гехногенного происхождения (например, мехпримеси заносимые в скважину на НКТ с поверхности куста или в результате плохой очистки труб; также мехпримеси заносимые с технологическими ЖЕ ДКОСТЯ ЭИ при ремонтах. нронп&нт, продукты химических реакции). Проведенные в 1988 і: «СибНИИНІЬ исследования но Ш ДУ «Приобьнефть» [3] позволили сделать вывод о том, что выход из строя насосных установок на месторождении происходил как за счет песка с поверхности, т.е. с устья скважин, так и за счет продуктов разрушения продуктивных горизонтов- В 73 % случаев наличие мехпримесей связано с их выносом из пласта. В 27 % основной частью мехпримесей является песок с земной поверхности.
Аналогичные результаты были получены и при исследовании состава мехпримесей, выносимых с продукцией скважин пласта ЮВі Ершового месторождения [4]. Основная часть магнитных (железистых) частиц, выносимых в составе мехпримесей с добываемой продукцией, образовалась в скважинном пространстве вследствие реакций с реагентами и коррозии подземного оборудования.
Минеральная (немагнитная) часть мехпримесей представлена обломочными зернами, имеющими различный генезис: во-первых, это обломки минералов (кварц-полевошпатового состава), выносимые из продуктивного пласта, содержание которых изменяется от первых процентов до 15-20 % от общего их числа; во-вторых, это обломочные зерна, попавшие с поверхности или других мест (требуется уточнение); в третьих, новообразования (солеотложения) вызванные применением тех или иных реагентов или нарушением карбонатного равновесия во флюиде, заполняющем скважину; в-четвертьгх, неминеральные (пластмассовые) частички (оплетки или изоляторы), попавшие в скважину при проведении каких-то работ с кабелями или другим оборудованием,
В связи с вышеизложенным в ряде научно-исследовательских и опытно-конструкторских работах [3, 4] были сделаны следующие рекомендации по предотвращение занесения мехпримесей с дневной поверхности: -регулярную очистку емкостей перед проведением операций по глушению и промывке скважин; -обязательную очистку жидкостей закачиваемых в скважину; -контроль за подготовкой И ОЧИСТКОЙ оборудования на поверхности перед спуском сю в скважину; »тщательную очистку внутренней поверхности НКТ; -применение обтираторов [5] наружной поверхности НКТ; -100 %-ное использование защитных пробок на НКХ, В настоящее время ситуация на Ошотлореком месторождении существенно изменилась. Все разработанные рекомендации выполняются, однако но сравнению с 1992 г. среднее содержание мехпрммесей в продукции скважин но месторождению увеличилось более чем в 2 разафксунок І/?Х Рисунок 1.7 - Дишшика среднего содержания мехпримесей по Самотлорскому месторождению Доказательством того, что мехпримеси в подавляющей своей массе имеют пластовое происхождение, служит следующий факт. В 1995 п при проведении ремонтных работ на скважине № 15591, эксплуатирующей пласт АВЭ установкой электроцентробежного насоса был проведен эксперимент [6]. При спуске в скважину на глубину 1648 м производилась очистка наружной поверхности НКТ спускаемых в скважину и электрического кабеля насоса. Общая масса мехпримесей с НКТ и кабеля составила 86 кг.
Причины пескопроявления
Как показал анализ работы механизированного фонда скважин СНГДУ-1 Самотлорского месторождения наличие песка в добываемой жидкости нежелательно по многим причинам, но главная из них — сильный эрозионный износ подземного оборудования, снижение его наработки на отказ, соответственно и рост себестоимости добычи нефти. На рисунке 2Л схематически представлено изменение содержания песка в зависимости от дебита скважины при исследовании ее на приток [14]. Время эксплуатации, мес. Рисунок 2.1 - Схема выноса песка в скважину Из рисунка 2Л видно, что при каждом новом повышении дебита происходит увеличение содержания песка, которое затем сопровождается снижением его до какого-то минимума. Однако, при некотором значении дебита, происходит стабилизация содержания песка в продукции на определенном уровне, который может существовать довольно длительное время. Такой дебит скважины называется критическим.
Одной из моделей, объясняющих процесс пескопроявления, является арочная модель Холла и Харисбсрга, предложенная в 1970 г, [14]. Экспериментатьным путем было установлено, что вблизи перфорационных отверстии образуется арка, удерживающая песок при определенных дсбитах жидкости. До достижения критического значения содержания песка каждое увеличение дебита создает новую арку соответствующего размера, чем и объясняется снижение его выноса. При дебите выше критического арочный эффект уже не в состоянии удерживать частицы песка. В этих условиях и начинается необратимый процесс разрушения пласта.
Проблема предотвращения выноса песка с продукцией скважины имеет длительную историю. Тем не менее, она является актуальной и в настоящее время. Эта проблема остро стоит для месторождений, где нефть залегает в слабосцемептированных породах- К наиболее типичным относятся ряд месторождений Западной Сибири (например, Русское), Азербайджана, юга России [4, 15], а так же многие месторождения за рубежом — район Мексиканского залива в США, битуминозные пески в Канаде и других районах мира [16].
На интенсивность выноса песка из скважин кроме геологических причин существенное влияние оказывают технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, степень их загрязненности фильтратом бурового раствора, кольматация стенок скважины, качество цементного камня за колонной, способ перфорации, тип и технологические параметры перфорационной жидкости.
В качестве перфорационной жидкости применяются минерализованные растворы солей электролитов {Na, Са, К) различной концентрации. Теоретически они должны предотвращать отрицательные физико-химические процессы при взаимодействии растворов с цементирующей составляющей коллектора. В то же время, надо учитывать возможность выпадения различных осадков при взаимодействии электролитов с пластовыми водами. Например, при смешивании растворов, содержащих ионы Ва++ и SO - с пластовой водой в осадок может выпасть сульфат бария, практически нерастворимый в кислотных растворах [17]. Перспективными технологическими жидкостями для заканчивания скважин являются растворы с коллоидными добавками (лигносульфонат кальция, гидроксиэтилцеллюлоза), которые обладают низкой фильтрацией и хорошо выносятся из пласта, эмульсии на нефтяной основе и пены. Многочисленные эксперименты были посвящены исследованию механизма разрушения пород пласта [5, 18, 19], На основании этих экспериментов можно выделить два основных типа разрушений: -образование арок и сводов и их обрушение с последующим образованием новых арок и сводов; -суффозия пород-коллекторов — постепенный вынос мелких частиц из порового пространства. В сцементированных породах разрушение может произойти в результате действия механических напряжений, существующих в пласте. Напряженно деформированное состояние пород в призабойной, зоне и перфорационных отверстиях имеет определяющее влияние на механические свойства пород-коллекторов [19, 20]. Кроме статических нагрузок в процессе работы скважины возникают динамические нагрузки на частицы песка при фильтрации жидкости в пласте. Устойчивость пород также зависит от их петрофизических характеристик, например от типа цементирующего вещества, скрепляющего частицы песка и особенностей его взаимодействия с водой- Если цемент коллекторов взаимодействует с водой, то увеличение содержания воды в продукции может привести к существенному снижению его прочностных свойств. На основании данных [21] по вскрытию, освоению и эксплуатации продуктивных пластов Самотлорского месторождения можно сделать вывод о том, что подобный механизм пескопроявления, связанный с разрушением цемента породы при насыщении песчаника водой, имеет место на Самотлорском месторождении 40 Как бы там ни было, на сегодняшний день проблема обеспечения устойчивости коллекторов является исключительно сложной и, несмотря на проведение многочисленных исследований, кардинального ее решения не найдено- Мехпримеси выносятся в скважину, образуя песчаные пробки, попадают в насосное оборудование, увеличивая его вибрацию, и приводят к преждевременному отказу — «полету», «клину».
Степень участия частиц в колебаниях
В качестве источника энергии для создания стоячих волн предлагается использовать колебания (далее шум), возникающие при работе скважинного электроцентробежного насоса (рисунок 3.4) и передающиеся окружающей среде. Все электрические машины, к которым относятся и скважинные электроцентробежные насосы, создают шумы с различными уровнями (от 20 до 110 дБ). Уровень шума большинства электромашин, в том числе и ЭЦН, лежит в пределах 65-90 дБ [104]. Во вращающихся электромашинах различают механические» электромагнитные, а также аэродинамические шумы и вибрации тесно связанные друг с другом [105]. B.C. Шкаликов приводит следующую зависимость между урвнем шума и уровнем вибрации [106] VA =4,9399-10"8xeO,ll5bLAt (3.4) где VA- уровень вибрации, м/с; LA- уровень шума, дБ; є- число =2,7183. Рисунок 3,4 - Виброграмма скважины № 35220, эксплуатирующейся насосом ЭЦНМ5-125-1200 с электродвигателем ПЭД45-117 В случае с ЭЦН возникновение механического или гидродинамического шума и вибрации насоса, прежде всего, связано с обтеканием его элементов, образованием вихрей на лопатках и дисках, на стенках корпуса и в выходном патрубке. Эти явления приводят к возникновению вихревого шума и вибрации. Образование пограничного слоя на стенках проточной части насоса, приводит к появлению псевдозвука, служащего источником вибрации корпуса. Весьма важным источником шума и вибрации являются кавитационные процессы.
Из-за конечности числа лопаток и асимметрии корпуса возникает неоднородность потока. Наличие вращающихся деталей приводит к вибрации из-за дисбаланса. Помимо этого в скважинных условиях можно выделить 4 основные составляющие вибрации установок электроцентробежных насосов [107, 108]: 1) Собственно вибрация насоса (например, для насосов фирмы «Алнас» [109] виброскорость новых установок не должна превышать 6,5 мм/с, ремонтных — 4,5 мм/с), которая вызывает вибрацию НКТ; 2) Пульсация газожидкостной смеси (ГЖС) над насосом, которая также передается НКТ; 3) Интенсивная кривизна скважины в интервале установки насоса. Влияние кривизны в основном проявляется с увеличением напора насоса (увеличением длины установки) и уменьшением диаметра обсадной колонны. По данным ОКББН прогиб вала насоса в интервале его установки не должен превышать 2 мм; 4) Высокое (более 100 мг/л с относительной твердостью частиц не более 5 единиц по шкале Мооса для насосов УЭЦНМ5, 5А, 6 [109] и насосов УЭЦНМ4 [72], а также более 500 мг/л с относительной твердостью частиц не более 5 единиц по шкале Мооса для насосов УЭЦНМ4, 5, 5А [72]) содержание мехпримесей в продукции скважин, приводящее к износу рабочих органов насосных установок и как следствие их разбалансировке. Основываясь на материалах раздела 3.1, в котором рассмотрен процесс возникновения коагуляции взвешенных в жидкости частиц, автором предлагается для защиты ЭЦН от мехпримесей создать ниже приема насоса стоячие волны, в том числе и ультразвукового диапазона. Кроме того, на основании данных текущего раздела, в котором установлено, что в скважинных условиях происходят колебательные процессы, вызванные как работой ЭЦН, так и пульсацией газожидкостной смеси, автором предлагается использовать данные явления в качестве источника энергии для создания стоячих волн. В качестве устройства, преобразующего низкочастотные колебания в необходимый для коагуляции диапазон частот, предлагается использовать резонаторы (акустические преобразователи шума) [110,111,112,113]. 3.3 Разработка устройства для защиты ЭЦН от мехпримесей 3.3.1 Резонаторы (акустические преобразователи шума) Резонаторы - усилители колебаний- Явление резонанса заключается в том, что одна система приводится в колебание, когда невдалеке от нее колеблется другая система с частотой колебаний, совпадающей с собственной частотой первой. Принцип действия акустического резонатора представлен на рисунке 3.5. Масса окружающей резонатор среды m в его горловине (рисунок 3.5 а) приводится в колебательное движение внешним давлением. При резонансе скорость колебаний v в горле резонатора увеличивается, увеличивается и объемный поток vxS (S - площадь поперечного сечения горла). Ввиду того, что колебательная скорость падающей волны остается постоянной, для поддержания возрастающего объемного потока фронт падающей волны деформируется (рисунок 3.5 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 3-5 в). Связь собственной резонансной частоты резонаторов с их геометрическими размерами устанавливалась различными авторами, начиная с Гельмгольца. Внешнее несходство полученных выражений определяется различием некоторых исходных предпосылок, но рассчитанные значения резонансной частоты f0 получаются примерно одинаковыми- Для резонаторов без горла (Ь=0) И.Г\ Дрейзен приводит выражение [114]
