23 Механические примеси в нефти и нефтепродуктах
Механические примеси в нефти и нефтепродуктах
Механические примеси содержатся в сырой нефти в виде песка, глинистых минералов и различных солей, которые находятся во взвешенном состоянии. При исследованиях нефтей большое содержание механических примесей может в значительной степени повлиять на правильность определения таких показателей, как плотность, молекулярная масса, коксуемость, «содержание серы, азота, смолисто-асфальтеновых веществ и микроэлементов. Поэтому нефть перед поступлением на анализ необходимо освободить от них отстаиванием или фильтрованием.
В процессе переработки нефти в нефтепродукты могут попасть продукты коррозии аппаратов и трубопроводов, катализаторная пыль, мельчайшие частицы отбеливающей глины, минеральные соли. Загрязнение нефти и нефтепродуктов может происходить также при хранении и транспортировке.
Механические примеси в топливе могут привести к засорению топливопроводов, фильтров, увеличению износа топливной аппаратуры, нарушению питания двигателя. Эти же примеси: в маслах и смазках могут вызвать закупорку маслопроводов, поломку смазочной аппаратуры, образование задиров на трущихся поверхностях.
Из механических примесей наиболее опасными являются песок и другие твердые частицы, истирающие металлические поверхности.
Требования к чистоте нефтепродуктов предусмотрены соответствующими стандартами и техническими условиями. Стандартизованные в СССР методы оценки чистоты нефтепродуктов позволяют контролировать содержание твердых примесей в широких пределах (ГОСТ 10577—78, ГОСТ 6370—83). Однако эти методы дают возможность оценивать лишь общее массовое содержание твердых примесей. В настоящее время этого недостаточно для принятия правильных решений по применению
топлив и масел, так как кроме общего содержания важна дисперсность твердых частиц. В СССР введен ГОСТ 17216—71, которым определены 19 классов чистоты жидкостей в зависимости от дисперсного состава твердых загрязнений. Введение этого стандарта дает возможность выбирать степень чистоты нефтепродуктов для машин и механизмов в соответствии с допусками, посадками и чистотой обработки рабочих поверхностей.
Инструменты пользователя
Инструменты сайта
Содержание
Подготовка нефти к переработке
Вредные примеси в нефтях
Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.
Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий.
Соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Разъедание аппаратуры солями (которые представляют собой продукты гидролиза) происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники). Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л.
От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.
Обезвоживание и обессоливание нефтей
Вода и нефть часто образуют трудно разделимую нефтяную эмульсию. Существуют три разновидности методов разрушения нефтяных эмульсий: механические, химические и электрические. Каждый из методов основан на слиянии и укрупнении капель воды, что способствует более интенсивному ее отстаиванию. Выбор одного из методов определяется главным образом типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.
К механическим способам разрушения эмульсий относятся отстаивание, центрифугирование и фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию.
Чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения. Нагрев эмульсий ускоряет их разрушение, так как при этом возрастает растворимость в нефти защитной пленки эмульгатора, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.
При обезвоживании нефтей на промыслах для каждой эксплуатационной скважины или для группы их устанавливают аппарат для отстаивания воды от нефти — дегидратор-подогреватель в виде вертикальной емкости диаметром 1,5—2 м и высотой 4—5 м. В нижней части дегидратора вмонтирована газовая горелка, связанная с автоматическим регулятором температуры. Нефть обычно подогревают до 60° С. 
При центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы. Центробежная сила, а следовательно, и скорость отделения капель воды изменяются пропорционально радиусу вращения и квадрату числа оборотов ротора.
В промышленности применяются центрифуги и сепараторы с числом оборотов от 3500 до 50 000 в минуту. Чем больше число оборотов, тем больше разделительная способность центрифуги, но меньше ее производительность. Малая пропускная способность центрифуг, а также высокие эксплуатационные затраты — основные причины ограниченного их применения для деэмульгирования нефтей.
Отделение воды от нефти при помощи фильтрования основано на избирательном смачивании веществ различными жидкостями. Так, кварцевый песок легко смачивается водой, а пирит — нефтью. Для обезвоживания нефтей фильтрованием может использоваться стекловата и стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древесины. Мелкие частицы воды, прилипая к острым кромкам стружки или волокон стекловаты, соединяются в крупные капли, легко стекающие вниз.
Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтяные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность фильтровальных колонн высокая. Существенным недостатком метода фильтрования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей поверхности механическими примесями и необходимость ее частой смены.
Разрушение нефтяных эмульсий может производиться с использованием химических методов. В этом случае достигается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных эмульсий может быть результатом: а) адсорбционного вытеснения действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью и меньшей прочностью адсорбционной пленки; б) образования эмульсий противоположного типа (инверсия фаз) и в) растворения (разрушения) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.
В 1909 году началось использование электрического поля для обезвоживания нефтей. С тех пор электрические способы разрушения нефтяных эмульсий широко применяются на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.
При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капля претерпевает столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Обезвоженная нефть поднимается и выводится сверху электродегидратора.
Технологическая схема промысловой электрообезвоживающей установки (ЭЛОУ – установка обезвоживания и обессоливания) приведена на рисунке выше. Эмульгированная нефть после подогрева контактирует со свежей водой. К этой смеси добавляют деэмульгатор, после чего она поступает в два параллельно работающих электродегидратора. Здесь нефтяная эмульсия разрушается, вода выводится снизу в канализацию, а нефть сверху в отстойник. Обезвоженная и обессоленная нефть откачивается в промысловые нефтехранилища и далее в нефтепровод.
В заключение следует отметить, что стойкость эмульсии зависит от многих факторов и поэтому не может быть одинаково эффективных и экономически целесообразных условий разрушения для любых эмульсий. Выбору того или иного способа и условий разрушения эмульсии должно предшествовать тщательное изучение ее свойств, экспериментальный подбор деэмульгатора и режима обработки, а также сопоставление технико-экономических показателей рассмотренных выше методов деэмульгирования. С другой стороны, изучение и устранение причин образования эмульсий позволяют значительно упростить процесс деэмульгирования и, следовательно, снизить затраты на подготовку нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы.
Борьба с потерями легких фракций и стабилизация нефтей
Методы предотвращения потерь легких фракций
При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно теряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потери могут достигать 5% от нефти. Естественно, что чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, то они отбираются вместе с бензином и он делается нестабильным, т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.
Поскольку потери летучих компонентов из нефти и нефтепродуктов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытесняется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резервуар. Это явление известно под названием «большого дыхания» резервуара. При одном и том же давлении потери от испарения тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар и чем больше парциальное давление летучих компонентов. Последнее в свою очередь возрастает при повышении температуры и концентраций летучих компонентов в нефти (бензине).
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблюдаются потери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину, на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когда температура в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»).
Для сокращения потерь от испарения предложено много мероприятий. Самым надежным из них является устройство герметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резервуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по добыче нефти на промыслах; уменьшение газового пространства в резервуарах путем устройства плавающих крыш или плавающих полихлорвиниловых покрытий; охлаждение крыш и стенок резервуаров путем орошения их водой, окрашивание наружных стен резервуаров алюминиевой краской и т. д. Сопоставляя различные мероприятия по борьбе с потерями, можно отметить следующее: дышащие баллоны и крыши являются весьма совершенными устройствами для сокращения потерь летучих компонентов. Однако на их сооружение расходуется много металла и они сложны в изготовлении. В связи с этим один дышащий баллон ставят на несколько резервуаров, главным образом бензиновых. Система соединения их с резервуаром показана на рисунке ниже.
Дышащими баллонами называют резервуары емкостью до 10 000 м3, днища и крыши которых выполнены из гибкой стали толщиной 2 мм. В нерабочем состоянии крыша и днище соприкасаются друг с другом. В рабочем состоянии баллон наполняется, и крыша приподнимается на высоту 2—3 м. Для уравновешивания баллона предусмотрены особые противовесы. Взамен дышащих баллонов могут быть использованы обычные газгольдеры.
Дышащие крыши допускают увеличение объема хранилища на величину до 5% от первоначальной, что достаточно для ликвидации потерь от малых дыханий при заполненном резервуаре. Изготовляются они из гибкой стали толщиной 3—5 мм. Нижнее положение крыши ограничивается опорными столбами.
Разрыв крыши при чрезмерном расширении газа предотвращается специальным предохранительным клапаном, выпускающим избыточный газ в атмосферу.
Плавающие крыши почти полностью устраняют потери от испарения при больших и малых дыханиях резервуаров. Плавающая крыша представляет собой полый диск из 2—3-мм листовой стали. Радиальными перегородками она разделена на ряд герметических отсеков, предупреждающих ее потопление в случае течи. Плавающие крыши тяжелее обычных и обходятся дорого. Кроме того, они требуют постоянного ухода по спуску дождевой воды, очистке от выпавшего снега и предупреждению замерзания затвора при сильных морозах. Плавающие крыши во время грозы не безопасны в пожарном отношении.
Оригинальным является применение поливинилхлоридного ковра, плавающего в цилиндрических резервуарах на поверхности нефти или нефтепродукта. Ковер представляет гибкую поливинилхлоридную пленку, к которой снизу прикреплены поплавки из того же материала. Он покрывает всю свободную поверхность жидкости за исключением кольца шириной 2,5 см от стенок, в котором вмонтированы Z-образные уплотнители. Ковер собирается из частей, связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсированной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные ковры снижают потери от испарения на 60—90%.
Стабилизация нефтей
Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.
На рисунке ниже представлена одна из возможных схем дегазации и стабилизации нефти на промыслах. Поступающая из скважины газо-нефтяная смесь вследствие перепада давлений, создаваемого редукционными клапанами 8 и 9, в газосепараторах 2 и 3 разделяется на жидкую (вода, нефть) и газовую фазы.
 | Принципиальная схема установки для дегазации нефти на промыслах: 1— вышка; 2, 3, 6 — газосепараторы; 4 —колонна-стабилизатор; 5 — кипятильник; 7 — компрессор; 8, 9 — редукционные клапаны; 10 — конденсатор-холодильник. Линии: I — сырая нефть; II—IV — газ; V — газовый бензин; VI — стабильная нефть. |
Газы высокого и среднего давлений направляются в соответствующие газовые магистрали, а нефть в колонну-стабилизатор 4. В этом аппарате за счет подвода тепла через кипятильник 5 из нефти выделяются в паровую фазу растворенные в ней низкомолекулярные углеводороды. Газо-паровая смесь выводится сверху колонны 4, конденсируется в конденсаторе-холодильнике 10, после чего конденсат поступает в газосепаратор 6, где разделяется на жидкую фазу — газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором 7 и вместе с газами высокого и среднего давлений направляется на газоперерабатывающий завод. Освобожденная от растворенных газов стабильная нефть снизу колонны 4 поступает в резервуар, а оттуда по нефтепроводу на нефтеперерабатывающий завод.
Схема промысловой стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов, приведена на следующем рисунке.
 | Схема установки для стабилизации нефти: 1, 11, 17, 18 — насосы; 2, 7 — теплообменники; 3 — водоотделитель; 4 — первая ректификационная колонна; 5, 15 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая ректификационная колонна; 9 — печь; 10—горячий насос; 12 — кипятильник с паровым пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошения. Линии: I— сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть; V — бензин. |
По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 до 5 атм. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, пентана, гексана и высших.
Первые направляются в газовую магистраль и далее на газофракционирующую установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8—12 атм. Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля насосом 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти.
Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан-бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение.
Стабилизированный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость, либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод.
В представленном ниже видео, освещающем вопросы пожарной безопасности резервуарного парка, в частности, дается наглядное представление принципов действия резервуаров с понтонами, плавающей крышей и подогревом.
Сортировка нефтей
Как известно, различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды нормального строения и имеют очень низкие октановые числа.
Некоторые нефти не содержат твердых парафиновых углеводородов и из них могут быть получены арктические и зимние сорта дизельных топлив, а также низкозастывающие масла без такого сложного процесса, как депарафинизация, которая является обязательной при переработке парафинистых нефтей. Получение дизельных топлив из сернистых и высокосернистых нефтей связано с включением в технологическую схему нефтеперерабатывающего завода процесса обессеривания, например гидроочистки; при переработке бессернистых и малосернистых нефтей этого не требуется. Потребность в различных сортах масел, получаемых из нефти, значительно меньше, чем потребность в топливах, поэтому на производство масел направляют только отборные, так называемые масляные нефти, из которых можно получать масла высокого качества, с большими выходами и при менее сложной технологии производства, чем из других «немасляных» нефтей.
Смолистые компоненты некоторых нефтей отличаются уникальными свойствами, что позволяет только из этих нефтей получать строительные и дорожные битумы исключительно высокого качества.
Можно привести еще много подобных примеров, однако и сказанного достаточно, чтобы сделать вывод о необходимости сортировки нефтей, при которой исключается возможность неоправданного смешения нефтей различного сорта.
Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов сильно осложняют нефтепромысловое хозяйство и требуют больших капиталовложений на сооружение огромного резервуарного парка и сложной сети нефтепроводов, поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку. При этом облегчается перекачка тяжелого сырья с промыслов на нефтезаводы без ущерба для качества получаемых перегонкой моторных топлив.
Таким образом, по вопросу о сортировке нефтей можно сделать следующие выводы:
Анализ эффективности фильтров для защиты погружного оборудования для добычи нефти от механических примесей
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФИЛЬТРОВ
ДЛЯ ЗАЩИТЫ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
Актуальность проблемы механических примесей в механизированной добыче нефти
Механические примеси являются одним из наиболее неблагоприятных факторов, осложняющих добычу нефти в современных условиях.
Применительно к установкам электроцентробежных насосов (УЭЦН) механические примеси служат главной причиной поломок и образования дефектов конструкции. Принято считать, что крупные механические частицы вызывают заклинивание насоса, а мелкие – вибрацию и повышенный абразивный износ. Согласно известным статистическим данным, собранным за последние годы для различных месторождений (см. таблицу 1), процентная доля поломок электроцентробежных насосов от механических примесей намного превосходит влияние других факторов, главными из которых являются коррозия и солеотложения.
Таблица 1. Основные причины отказов УЭЦН
Доля в процентах от общего числа
В таблице (2) приведены данные по осложненному фонду некоторых отечественных нефтедобывающих предприятий, в которых указана доля скважин с интенсивным выносом механических примесей (здесь следует учитывать, что на одной скважине может быть несколько видов осложнений).
Таблица 2. Статистика по осложненному фонду скважин
Механические примеси представляют собой твердые вещества, которые содержатся в пластовой жидкости и входят в состав отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования. Происхождение механических примесей в основном обусловлено четырьмя причинами:
1) выносом твердых частиц из пласта при освоении и эксплуатации скважин,
2) выносом с поверхности в результате проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и технологических операций на скважинах
3) частицы, вносимые в составе растворов глушения, проппант после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) и др.
4) коррозией подземного оборудования,
5) взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей.
Основной измеряемой характеристикой механических примесей является количество взвешенных частиц (КВЧ) в мг/л. Среди основных факторов, определяющих величину концентрации примесей, традиционно выделяют следующие:
1) глубина залегания пласта и пластовое давление
2) проницаемость пласта
3) физико-химические свойства добываемой жидкости
5) характеристики частиц песка
7) плотность перфорации
9) тип рабочей жидкости, используемой в процессе ремонтно-восстановительных работ
Следует отметить, что КВЧ является функцией, сильно зависящей от рассматриваемого временного интервала. В результате систематического анализа промыслового материала выявлено, что резкое увеличение содержания механических примесей (до двух порядков величины) в основном обусловлено следующими причинами:
1) запуск насосов и вывод скважин на режим после ремонта, капитального или текущего,
2) кратковременные остановки подачи, например, при отключении электроэнергии, и последующие запуски скважин,
3) нестабильный режим эксплуатации скважин, а именно, высокие значения динамического уровня, низкая обводненность: Обе причины приводят к увеличению вредного влияния газа и, как следствие, вызывают нестабильный вынос механических примесей.
При этом частота и амплитуда пиков выброса значений концентрации примеси зависят от таких параметров, как пластовое давление, динамический уровень, обводненность и др.
В последние годы в сообществе инженеров-нефтяников утвердилось мнение о том, что количество взвешенных частиц само по себе не является показателем эрозионной агрессивности среды. Помимо КВЧ на абразивные свойства механических примесей влияют также гранулометрический состав (распределение частиц по размеру), твердость (характеристика абразивных свойств частиц, влияющая на интенсивность износа), минеральный состав (содержание кварца, полевого шпата, обломков горных пород и др., которое
косвенным образом на основе табличных данных позволяет определить твердость, плотность и размер частиц), сферичность, острота граней. За рубежом в качестве абразивной характеристики частиц, попадающих в насос, используется так называемый индекс абразивности (AI, abrasive index), который рассчитывается по формуле:
AI = 0.3*(% частиц диаметром менее 0.25 мм) + 10*(1 – округлость) +
+ 10*(1 – сферичность) + 0.25*(% нерастворимого осадка).
Рис. 1. Диаграмма для визуального определения сферичности и округлости
Округлость и сферичность частиц определяются визуально с помощью микроскопа на основе диаграммы (см. рис. 1).
Прогнозирование влияния механических примесей на элементы насосного оборудования для добычи нефти является сложной задачей, требующей учета множества различных факторов. В настоящее время отсутствует единая теоретическая модель, позволяющая предсказывать интенсивность воздействия абразивных частиц на нефтедобывающее оборудование, и, как следствие, строго обоснованный алгоритм выбора технологий его защиты. На практике решение в пользу той или иной технологии выносится на основе результата промысловых испытаний.
Применение модуль фильтров в составе УЭЦН
Модуль фильтры выполнены в виде отдельной секции погружной части УЭЦН, поэтому их монтаж и спуск в скважину не требует дополнительных сложностей. Вместе с тем фильтрующий элемент не должен нарушать функциональности погружной части насосной установки, поэтому для фильтров в насосе вводятся дополнительные ограничения по сравнению с фильтрами других типов.
Рис. 2. Фильтр ВМТФ
Сравнительные характеристики скважинных фильтров
Как уже было отмечено ранее, наиболее распространенным средством защиты внутрискважинного оборудования от механических примесей являются фильтры.
Скважинные фильтры имеют неодинаковую протяженность (от метра до нескольких сотен метров) и конструкцию фильтрующих элементов.
К основным типам конструкций фильтров можно отнести следующие:
1) сетчатые фильтры,
2) проволочные фильтры,
4) гравийные фильтры.
В сетчатых фильтрах фильтрующая поверхность, иногда многослойная, выполнена в виде сетки (см. рис. 3). Данные фильтры позволяют задерживать
остаточно мелкие частицы (до 50 мкм и менее), поэтому довольно часто применяются в тех случаях, когда необходимо обеспечить высокую степень очистки скважинной продукции (см., например, фильтр тонкой очистки). Из недостатков следует выделить сравнительно большие входные сопротивления на сетчатых фильтрах и их низкую ремонтопригодность в случае повреждения или засорения фильтрующих элементов.
Рис. 3. Сетчатый фильтр. а) Общий вид фильтра, б), детали фильтра, в). 1 – опорный каркас, 2 – подкладочная сетка, 3 – проволочная спираль, 4 – фильтрационная сетка, 5 – накладные планки
Основным элементом проволочных фильтров является профилированная проволока, которая наматывается на каркас, состоящих из параллельных стержней. Использоваться треугольные профили проволоки, причем одна из вершин треугольника направлялась внутрь фильтра, а две другие располагались на его внешней стороне. В процессе откачки пластовой жидкости с твердыми частицами поверхность таких щелей не способствует цементации и уплотнению породы, а напротив, стимулирует вынос частиц, меньших по размеру щели, и очищение профильтрованной зоны от шлама, мелких фракций и кольматантов.
 |
Рис. 4 Скважинные фильтры.
Конструкция щелевых (безпроволочных) фильтров имеют много общего с конструкцией проволочных фильтров (см. рис. 5), поскольку и в том и в другом случае пластовая жидкость и механические примеси фильтруются через узкие щели (довольно часто используется название проволочно-щелевой фильтр). В отличие от проволочного фильтра ширина щели для щелевого фильтра всегда строго фиксирована. Основным недостатком классических щелевых фильтров является их низкая скважность – отношение суммарной площади фильтрующих отверстий к общей площади поверхности фильтра. Для увеличения скважности в современных щелевых фильтрах (например, ВМТФ) используется технология, аналогичная той, которая применяется для проволочных фильтров, когда профилированные элементы (кольца или стержни) привариваются к опорным конструкциям. Это препятствует смятию фильтра в процессе спуско-подъемных операций на скважине, делают его конструкцию устойчивой по отношению к внешним воздействиям.
Рис. 5. Щелевые фильтры. а) щели расположены симметрично, б) щели расположены в шахматном порядке, в) двойные щели, г) горизонтальные щели
К гравийным относятся фильтры, у которых поверхность, контактирующая с породой, состоит из искусственно вводимого гравия, расположенного вокруг опорных фильтровых каркасов. Гравийные фильтры собираются на устье скважины, либо намываются непосредственно на забое. Основным преимуществом гравийных фильтров по сравнению с фильтрами других конструкций является то, что они могут успешно применяться при большой неоднородности частиц коллектора.
 |
Рис. 6. Гравийный фильтр
Фильтры устанавливаются в скважину с целью очистки добываемой из пласта жидкости от песка, проппанта и других механических примесей и должны выполнять две основные функции: 1) защита от проникновения твердой фазы, 2) создание минимального гидравлического сопротивления.
Расчет пропускной способности фильтра в зависимости от создаваемого на нем перепада давления в общем случае является сложной задачей, требующей знания геометрических характеристик фильтра, физико-химических свойств пластовой жидкости и гранулометрического состава твердой породы. Простейшая зависимость дебита от перепада давления основана на использовании формулы истечения из затопленного отверстия:
,
где 
– скорость истечения из отверстия, 
– коэффициент расхода, 
– скважность фильтра, 
– перепад давления в фильтре, 
– плотность жидкости. Как следует из формулы, скорость и соответственно дебит пропорционален квадратному корню из с коэффициентом 
, который называется гидравлическим параметром фильтра.
Как показывают многочисленные эксперименты, гидравлический параметр 
изменяется в широких пределах от 0.2 до 0.9, что объясняется разнообразием условий работы фильтров в реальных условиях и сложностью их классификации и типизации. В таблице 6 приведены данные измерения гидравлического параметра и скважности для фильтров различных конструкций при контакте с породой с разным гранулометрическим составом.
Таблица 6. Результаты промысловых испытаний
фильтров различных конструкций
Скважность,
Гидравлический параметр,
