При эксплуатации электроцентробежных насосов (ЭЦН) в осложненных солеотложением условиях, на их рабочих частях и поверхностях образуется дисперсный плотный камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,6-1 мм, что нарушает теплообмен и приводит к «тепловому удару электродвигателя». В процессе развития механизированных методов добычи нефти проблема отказов ЭЦН вследствие «теплового удара» электродвигателя из-за образования минеральных отложений на его корпусе, актуальна. Как правило, наработка на отказ скважинных насосов при наличии отложений солей уменьшается в 3-5 раз и более.
Значительную роль в формировании температуры двигателя насоса играют такие факторы, как температура обтекающего его флюида, коэффициент отдачи тепла газожидкостной смесью, зависящий от структуры и обводненности добываемой продукции, толщина солеотложения на корпусе погружного электродвигателя (ПЭД), величина нагрузки на его валу и др. Опыт эксплуатации показал, что наиболее частой причиной выхода ПЭД из строя является износ или повреждения изоляции обмотки статора насоса.
В статье рассмотрен механизм отложения минеральных солей на поверхности электродвигателя. Приведены модели объемной кристаллизации солей из растворов и их осаждения на поверхности. Разработана методика расчета прироста температуры погружного асинхронного электродвигателя ЭЦН при разных нагрузочных режимах эксплуатации и с учетом изменения суммарного коэффициента теплоотдачи из-за образования минеральных отложений на внешней поверхности корпуса установки. Приведены зависимости коэффициента теплоотдачи охлаждающего флюида от давления на приеме насоса для различных дебитов скважины, нагрева охлаждающего флюида в зависимости от полезной мощности ПЭД при различной обводненности добываемой продукции, температуры ПЭД от полезной мощности при разных толщинах слоев отложения солей на корпусе электродвигателя.
Предложена методика поверхностного осаждения CaSO4 на корпусе ПЭД, позволяющая рассчитать скорость роста толщины отложений в зависимости от скорости течения охлаждающей жидкости и концентрации соли в растворе.
Разработанные методики позволяют осуществлять модельное прогнозирование рисков, связанных с условиями эксплуатации ПЭД в осложненных солеотложением скважинах.
Список литературы
1. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верх-Тарском месторождении / Ф.Я. Канзафаров, Р.Г. Джабарова, А.Н. Ермолаева, В.А. Градов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 72–74.
2. Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф., Михайлов А.Г. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 7. – С. 23–26.
3. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / А.Н. Семеновых, Д.В. Маркелов, В.В. Рагулин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 8. – С. 94–97.
4. Перекупка А.Г., Елизарова Ю.С. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 6. – С. 82–84.
5. Hasan A.R., Kabir C.S. Ytat Transfer During Two-Phase Flow in Wellbores: Part 1 – Formation Temperature // SPE 22866. – 1991.
6. Caetano E.F. Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus: Phd dissertation. – The University of Tulsa. – 1985.
7. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с.
8. Mullin J.W. Crystallization. – London: Butterworth-Ytinemann, 2001.
9. Levins D.M., Glastonbury J.R. Particle-liquid hydrodynamics and mass transfer in a stirred vessel. 2. Mass transfer // Trans Inst Chem Eng. – 1972. – V. 50. – Р. 15.
10. Bott T.R. The fouling of heat exchangers. – Elsevier Science, 1995. – 546 с.
11. Konak A.R. A New Model for Surface Reaction-Controlled Growth of Crystals from Solution // Chem. Eng. Sci. – 1974. – V. 29. – P. 1537–1543.
12. Fahiminia F., Watkinson A.P., Epstein N. Experiments and Modeling of Calcium Sulphate Precipitation Under Sensible Heating Conditions: Initial Fouling and Bulk Precipitation Rate Studies. – The Berkeley Electronic Press, 2016. – P. 175–184.
