Основные причины выхода из строя УЭЦН и методы борьбы с ними

Влияние газа:

Борьба – 1) изменение глубины погружения насоса под динамический уровень; 2) установка газосепараторов на приеме насоса; 3) установка диспергаторов (для размельчения больших пузырьков газа и равномерного их распределения по потоку); 4) установка газовых якорей.

Отложение АСПО и солей:

Борьба – 1) скребкование; 2) применение химреагентов; 3) трубы с внутренним покрытием; 4) применение греющих кабелей.

Негерметичность НКТ:

Для предотвращения негерметичности НКТ необходимо производить опрессовку лифта после подземного ремонта и не допускать развития коррозии путем применения ингибиторов и своевременным проведением ремонта.

Замерзание обратного клапана.

Мехповреждения кабеля, брак кабеля.

Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.

2.Факторы, влияющие на образование эмульсий.

1.Электрический заряд на поверхности частицы в водной среде вокруг глобул или частиц нефти создается двойной электрический слой, который препятствует слиянию частиц.

1-вводная среда

2-глобула нефти

Вокруг частиц и глобул образуется адсорбционный слой заряженных частиц и одноименно заряженные частицы отталкивают друг друга.

2.Температура. При повышении Т вязкость системы уменьшается одновременно с этим увеличивается подвижность частиц, что приводит к увеличению частоты сталкивания м/у ними. Таким образом, повышение Т приводит к уменьшению стойкости эмульсии.

3.Минерализация. Содержание солей. С повышением минерализации происходит увеличение стойкости эмульсии.

4.Влияние РН среды. При РН>7 – щелочная среда, устойчивость эмульсии снижается.\, а с увелич-ем кислотноти среды стойкость эмульсии»вода в нефти» увелич-ся

5.Вязкость. Высоковязкие нефти образуют наиболее стойкие эмульсии.

6.Присутствие газовой фазы. С ростом объемной доли газовой фазы увеличивается эмульгирование жидкой фазы (увеличивается Р капель воды, d капель уменьшается),что способствует образованию стойких эмульсий.

7.Величина обводненности. Нефть с относительно небольшим содержанием воды образует более стойкие эмульсии типа вода/нефть. С увеличением обводненности происходит конверсия эмульсии (переходит в эмульсию типа н/в)- это ведет к уменьшению стойкости эмульсии.